Loading...
HomeMy WebLinkAbout2019-02-26; City Council; ; Review of Draft North San Diego County Cities Community Choice Energy Technical Feasibility Study and Resolution Authorizing Participation in an Evaluation of Community CCA Review w-t- ~ CITY COUNCIL ~ Staff Report Meeting Date: To: From: Staff Contact: Subject: February 26, 2019 Mayor and City Council Scott Chadwick, City Manager Jason Haber, Assistant to the City Manager jason.haber@carlsbadca.gov or 760-434-2958 Review of Draft North San Diego County Cities Community Choice Energy Technical Feasibility Study and Resolution Authorizing Participation in an Evaluation of Community Choice Energy Program Governance Options Recommended Action 1. Receive the draft North San Diego County Cities Community Choice Energy Technical Feasibility Study (Exhibit 1) and provide feedback to staff and consultants; 2. Direct staff to participate in a public workshop on the draft study in coordination with the cities of Del Mar, Encinitas and Oceanside, solicit community feedback and return to City Council to present the final study and recommendations; and 3. Approve a resolution authorizing the City Manager to negotiate, execute and fund a cost share agreement allowing for the City of Carlsbad's participation in an evaluation of potential Community Choice Energy program governance options in an amount not to exceed $35,000 (Exhibit 2). Executive Summary California Assembly Bill 117 allows local governments to form Community Choice Energy (CCE) programs that offer an alternative electric power option to constituents currently served electric power by investor owned utilities (IOUs). Under the CCE model, local governments purchase and manage their community's electric power supply by sourcing power from a preferred mix of traditional and renewable generation sources, while the incumbent IOU continues to provide distribution service. This gives CCEs the opportunity to design and potentially reduce retail rates for their constituents, promote local economic development and offer a cleaner power supply. On July 11, 2017, the City Council approved Resolution No. 2017-141 authorizing the City of Carlsbad's participation in a CCE Technical Feasibility Study in an amount not to exceed $60,000. This item presents the draft study that evaluates the financial feasibility of a potential CCE for the cities of Carlsbad, Del Mar, Encinitas and Oceanside (Partner cities). This item also presents for City Council consideration, a resolution authorizing city participation in an evaluation of CCE program governance options. February 26, 2019 Item #6 Page 1 of 116 Discussion On July 11, 2017, the City Council approved Resolution No. 2017-141 authorizing the City of Carlsbad's participation in a Community Choice Energy Technical Feasibility Study in an amount not to exceed $60,000. On January 24, 2018, the city entered into a cost share agreement with the cities of Encinitas, Del Mar and Oceanside to engage EES Consulting, Inc. (EES) to prepare a CCE Technical Feasibility Study in the amount of $104,515. The City of Carlsbad's not-to-exceed cost share totaled $30,775. In April 2018, after receiving the customer electricity load data necessary to conduct the feasibility analysis, EES commenced work on the study. San Diego Gas and Electric (SDG&E) was asked to provide historic energy use data for the service area contemplated in the study. Using the information provided by SDG&E, EES estimated future power supply costs, administrative costs, electric loads, and retail rates under various CCE scenarios, and for SDG&E service. The draft study estimates the costs of launching and operating a CCE for the Partner cities and the resulting rates and compares these rates to a SDG&E rate forecast for the years 2021 through 2030. The study's proforma financial analysis models the following cost components: • Power Supply Costs: Wholesale purchases, renewable purchases, procurement of resource adequacy (RA) capacity (System, Local and Flexible), and other power supply and charges; • Non-Power Supply Costs: Start-up costs, CCE staffing and administration costs, consulting support, SDG&E and regulatory charges and financing costs; and • Pass-Through Charges from SDG&E: Transmission and distribution charges and Power Cost Indifference Adjustment (PCIA) charge. The information above was used to determine the projected retail rates for the CCE, which were then compared to the SDG&E projected rates for the Partner cities' service area. Based on these rate comparisons, associated economic development and greenhouse gas (GHG) comparisons were made. The study also discusses a variety of operational and governance options, and a sensitivity analysis of key market variables is presented. To demonstrate the cost/benefit implications associated with offering various renewable resource portfolios, the draft study analyzes the following three resource portfolios: 1) SDG&E-Equivalent Renewable Portfolio: Achieve between 42 and 59% renewables in 2021 through 2029, based on SDG&E planned renewable energy procurements. Achieve 60% renewables beginning in 2030 (per state Renewable Portfolio Standard (RPS) requirement). 2) 100% Renewable by 2030 Portfolio: 50% of retail loads are served with RPS-qualifying renewable resources through 2025, 75% through 2029, and 100% in 2030 and after. 3) 100% Renewables Portfolio: 100% of retail loads are served with RPS-qualifying renewable resources in all years. February 26, 2019 Item #6 Page 2 of 116 The draft study finds that the formation of a Partner cities CCE is financially feasible and could yield considerable benefits for all participating residents and businesses. Benefits could include electric retail rates that are at least 2% lower than SDG&E rates. The draft study also assesses the feasibility of each Partner city forming its own, stand-alone CCE. The draft study finds that the larger cities, Oceanside and Carlsbad, could form a financially feasible CCE offering retail rates at least 2% lower than SDG&E rates and found that the City of Encinitas could feasibly form a CCE with rates at least 1% lower than SDG&E. The draft study determines that, of the formation scenarios evaluated, the most financially feasible option would be to form a CCE comprising all four Partner cities. The draft study finds that CCE start-up costs could be fully recovered within the first three years of CCE operations. After start-up cost recovery, revenues that exceed costs could be used to finance a rate stabilization fund, development of new local renewable resources, economic development initiatives and/or lower customer electric rates. Other benefits of forming a CCE are also summarized in the study and include local control over power supply, economic development stimulus, and the ability to offer enhanced customer incentive programs. The draft study acknowledges and provides a detailed discussion of several variables and uncertainties that could affect CCE feasibility, including: • SDG&E Rates and Surcharges • Regulatory Risks • Power Supply Costs • SDG&E RPS Share • Availability of RPS/GHG-Free Power • Financial Risks • Loads and Customer Participation The draft study's sensitivity analysis shows that costs projected under most combinations of variables and potential market conditions will not negatively impact CCE rates compared to SDG&E rates, and where negative impacts may exist, those risks can be mitigated. As the formation of a CCE program would offer an additional choice in electricity services for local residents and business, staff from the Partner cities and EES are prepared to share the results of the draft study via a multi-city public workshop and solicit community feedback prior to returning to City Council to present the final study and recommendations. Evaluation of CCE Program Governance Options -Cost Share Proposal Given the draft study's feasibility findings and the variety of options to consider in determining the most appropriate next steps regarding a potential CCE formation, staff is recommending that the city now join the Partner cities in a technical evaluation of potential CCE program governance options. February 26, 2019 Item #6 Page 3 of 116 As noted in the draft study, several options are available to the City Council in deciding whether and how to pursue the implementation of Community Choice Energy. These include: Forming a City of Carlsbad CCE (stand-alone} Forming or Joining a CCE Joint Powers Authority (JPA} o Forming a Partner Cities/North San Diego County/South Orange County JPA o Forming a San Diego Regional JPA (including City/County of San Diego} o Joining an Existing JPA (i.e., Solana Beach, Los Angeles} In January 2019, the City of Encinitas requested a proposal from EES to provide a quantitative and qualitative evaluation of potential CCE program governance options. EES's proposal is attached to a resolution authorizing the City Manager to negotiate, execute and fund a cost share agreement allowing for the City of Carlsbad's participation in an evaluation of potential CCE program governance options in an amount not to exceed $35,000 (Exhibit 2}. Should the City Council decide to participate, staff would execute an agreement that applies the cost sharing formula that was used among the Partner cities previously. As such, costs would be apportioned on a combined fixed cost (10%} and population-based proportional cost basis, including a 5% administrative fee to be paid to the City of Encinitas for project management and contract administration services. The City of Carlsbad cost share amount is estimated at between $18,000 and $35,000. The city's cost share amount will be determined by how many, and which cities decide to participate in the agreement. If all four cities agree to participate, then the City of Carlsbad cost share is estimated at $18,000. However, if the City of Oceanside declines to participate, then Carlsbad's cost share is expected to approach $35,000. Adoption of this resolution in no way obligates the City of Carlsbad to participate in any future decision to establish a Community Choice Energy program. Fiscal Analysis Funding for the CCE Technical Feasibility Study was approved by Resolution No. 2017-141, which appropriated up to $60,000 from the City Council Contingency Fund. The total cost of the study ($104,515} was shared among the Partner cities of Carlsbad, Del Mar, Encinitas and Oceanside. The City of Carlsbad's share of the total cost was $30,775. As such, the unspent balance offunds authorized by the City Council ($60,000-$30,775 = $29,225} remains available in the City Council Contingency Fund. The recommended action requires an additional transfer and appropriation from the City Council Contingency Fund in an amount not to exceed $35,000 to fund the City of Carlsbad's portion of the cost to prepare an evaluation of potential CCE program governance options. Should the City Council decide to continue its evaluation of CCE, and ultimately decide to proceed toward CCE implementation, additional analysis would be required to fully understand the fiscal impacts of CCE. February 26, 2019 Item #6 Page 4 of 116 Next Steps Staff will continue to work with EES and the Partner cities to achieve final acceptance of the North San Diego County Cities Community Choice Energy Technical Feasibility Study, to include participating in a public workshop and soliciting community feedback on the draft study (subject to City Council direction and in coordination with the cities of Del Mar, Encinitas and Oceanside). Upon receiving direction from City Council, staff will notify the City of Encinitas of the city's decision regarding the EES proposal to evaluate CCE program governance options. Should the City Council decide to participate, staff will enter into negotiations with the Partner cities to complete a cost share agreement. It is anticipated that the evaluation of CCE program governance options would be completed by July 2019. The projected schedule provided in Appendix A of the draft study identifies one possible procedural pathway to accomplish the necessary legislative, regulatory, administrative and operational steps to achieve a 2021 CCE program launch, which would be the city's earliest possible opportunity to do so. Environmental Evaluation (CEQA) The project is exempt from the California Environmental Quality Act (CEQA) per State CEQA Guidelines Section 15262 -Feasibility and Planning Studies, which exempts a project involving only feasibility or planning studies for possible future actions which the agency, board, or commission has not approved, adopted, or funded. Public Notification This item was noticed in accordance with the Ralph M. Brown Act and was available for public viewing and review at least 72 hours prior to scheduled meeting date. Exhibits 1. Draft North San Diego County Cities Community Choice Energy Technical Feasibility Study 2. City Council Resolution February 26, 2019 Item #6 Page 5 of 116 North San Diego County Cities, California  570 Kirkland Way, Suite 100  Kirkland, Washington 98033  A registered professional engineering and management  consulting firm with offices in Kirkland, WA, Portland, OR and La Quinta, CA  Telephone: (425) 889‐2700 Facsimile: (425) 889‐2725  www.eesconsulting.com  Community Choice Energy  Technical Feasibility Study  Prepared for:  The Cities of Carlsbad, Del Mar,   Encinitas and Oceanside  February 15, 2019 Exhibit 1 February 26, 2019 Item #6 Page 6 of 116 DRAFT      570 Kirkland Way, Suite 100  Kirkland, Washington 98033    Telephone: 425 889‐2700      Facsimile: 425 889‐2725    A registered professional engineering corporation with offices in  Kirkland, WA, Portland, OR and La Quinta, CA    February 15, 2019  Ms. Crystal Najera  City of Encinitas  505 South Vulcan Avenue  Encinitas, CA 92024  SUBJECT:  Draft CCE Technical Feasibility Study   Dear Ms. Najera:  Please find attached the draft Community Choice Energy Technical Feasibility Study (Study) for  the cities of Carlsbad, Del Mar, Encinitas and Oceanside (Partners).   It has been a pleasure working for these Partners and we very much appreciate all the effort this  working team has spent on the Study.  We look forward to receiving all stakeholder comments after which we will finalize this Study.  Very truly yours,    Gary Saleba  President/CEO    February 26, 2019 Item #6 Page 7 of 116 DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study i  Contents  CONTENTS ........................................................................................................................................................... I  EXECUTIVE SUMMARY ........................................................................................................................................ 1  INTRODUCTION ...................................................................................................................................................... 1  ELECTRIC LOAD ...................................................................................................................................................... 1  FINDINGS AND CONCLUSIONS .................................................................................................................................... 6  INTRODUCTION................................................................................................................................................... 8  STUDY METHODOLOGY ............................................................................................................................................ 9  STUDY ORGANIZATION ............................................................................................................................................. 9  LOAD REQUIREMENTS ....................................................................................................................................... 10  HISTORICAL CONSUMPTION ..................................................................................................................................... 10  CCE PARTICIPATION OPT‐OUT RATES ......................................................................................................................... 12  CONCEPTUAL CCE LAUNCH ...................................................................................................................................... 13  FORECAST CONSUMPTION AND CUSTOMERS ................................................................................................................. 14  POWER SUPPLY STRATEGY AND COSTS.............................................................................................................. 16  RESOURCE STRATEGY .............................................................................................................................................. 16  PROJECTED POWER SUPPLY COSTS ............................................................................................................................. 16  RESOURCE STRATEGY .............................................................................................................................................. 35  COST OF SERVICE .............................................................................................................................................. 37  COST OF SERVICE FOR CCE “BASE CASE” OPERATIONS .................................................................................................... 37  POWER SUPPLY COSTS ............................................................................................................................................ 37  NON‐POWER SUPPLY COSTS .................................................................................................................................... 38  ADMINISTRATIVE COSTS .......................................................................................................................................... 40  OUTSIDE CONSULTANT COSTS ................................................................................................................................... 40  SDG&E BILLING & METERING COSTS ......................................................................................................................... 41  UNCOLLECTIBLE COSTS ............................................................................................................................................ 42  FINANCIAL RESERVES .............................................................................................................................................. 42  FINANCING COSTS .................................................................................................................................................. 43  RATE COMPARISON .......................................................................................................................................... 48  RATES PAID BY SDG&E BUNDLED CUSTOMERS ............................................................................................................. 48  RATES PAID BY CCE CUSTOMERS ............................................................................................................................... 49  RETAIL RATE COMPARISON ...................................................................................................................................... 51  ENVIRONMENTAL AND ECONOMIC IMPACTS .................................................................................................... 53  IMPACT OF RESOURCE PLAN ON GREENHOUSE GAS (GHG) EMISSIONS ............................................................................... 53  LOCAL RESOURCES/BEHIND THE METER CCE PROGRAMS ................................................................................................ 54  ECONOMIC IMPACTS IN THE COMMUNITY .................................................................................................................... 57  SENSITIVITY AND RISK ANALYSIS ....................................................................................................................... 61  SDG&E RATES AND SURCHARGES ............................................................................................................................. 64  REGULATORY RISKS ................................................................................................................................................ 65  POWER SUPPLY COSTS ............................................................................................................................................ 65  SDG&E RPS PORTFOLIO ........................................................................................................................................ 67  AVAILABILITY OF RENEWABLE AND GHG‐FREE RESOURCES .............................................................................................. 68  February 26, 2019 Item #6 Page 8 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study ii  FINANCIAL RISKS ................................................................................................................................................... 69  LOADS AND CUSTOMER PARTICIPATION RATES .............................................................................................................. 70  SENSITIVITY RESULTS .............................................................................................................................................. 70  CCE GOVERNANCE OPTIONS .............................................................................................................................. 73  RECOMMENDATION ............................................................................................................................................... 75  CCE ORGANIZATIONAL OPTIONS ............................................................................................................................... 75  CONCLUSIONS AND RECOMMENDATIONS ......................................................................................................... 76  RATE CONCLUSIONS ............................................................................................................................................... 76  RENEWABLE ENERGY CONCLUSIONS ........................................................................................................................... 77  ENERGY EFFICIENCY CONCLUSIONS ............................................................................................................................. 77  ECONOMIC DEVELOPMENT CONCLUSIONS .................................................................................................................... 77  GREENHOUSE GAS (GHG) EMISSIONS CONCLUSIONS ..................................................................................................... 78  FINDINGS AND CONCLUSIONS ................................................................................................................................... 78  RECOMMENDATIONS .............................................................................................................................................. 79  SUMMARY ........................................................................................................................................................... 80  APPENDIX A – PROJECTED SCHEDULE ................................................................................................................ 81  APPENDIX B – BASE CASE PRO FORMA ANALYSES .............................................................................................. 82  APPENDIX C – RENEWABLE PPA ALTERNATIVE PRICING PRO FORMA ANALYSES ................................................ 83  APPENDIX D – STAFFING AND INFRASTRUCTURE DETAIL ................................................................................... 84  APPENDIX E –CCE CASH FLOW ANALYSIS ........................................................................................................... 85  APPENDIX F – GLOSSARY ................................................................................................................................... 86  APPENDIX G – POWER SUPPLY DETAIL ............................................................................................................... 92  APPENDIX H – SEPARATE CITY RESULTS ............................................................................................................. 96           February 26, 2019 Item #6 Page 9 of 116 DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 1  Executive Summary  Introduction  California Assembly Bill 117 allows local governments to form Community Choice Aggregations  (CCAs), which are also referred to as Community Choice Energy (CCE) programs, that offer an  alternative electric power option to constituents currently served electric power by investor  owned utilities (IOUs). Under the CCE model, local governments purchase and manage their  community’s electric power supply by sourcing power from a preferred mix of traditional and  renewable generation sources, while the incumbent IOU continues to provide distribution  service. This gives CCEs the opportunity to design and potentially reduce retail rates for their  constituents, promote local economic development and offer a cleaner power supply all while  satisfying the CCE’s goals and community priorities. This Technical Feasibility Study (Study)  evaluates the financial feasibility of a potential CCE for the cities of Carlsbad, Del Mar, Encinitas  and Oceanside (Partners).    Electric Load  Exhibit ES‐1 shows the amount of energy consumed in each of the Partner cities in 2017. Carlsbad  and Oceanside have the highest consumption. Residential and commercial customers make up  the majority of energy use across all cities.   The Other category includes street lighting and  agriculture. 1  Exhibit ES‐1  2017 Load by City2                                                              1 The Commercial category includes all commercial customers plus industrial customers.    2 1 Gigawatt hour (GWh) is 1 million kilowatt‐hours.  The typical California home uses 600 kWh/month.  0 100 200 300 400 500 600 700 800 Carlsbad Del Mar Encinitas OceansideGWH Residential Commercial Other 735 GWh 30 GWh 258 GWh 708 GWh February 26, 2019 Item #6 Page 10 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 2    Exhibit ES‐2 summarizes the CCE costs for the first nine months of operation assuming customers  begin taking service in April 2021.  This exhibit assumes the percent of power supply obtained  from renewable resources for the Partner cities would be equal to SDG&E’s current levels.  The  operational and administrative costs for the CCE are estimated based on costs incurred by other  CCEs launched in California in recent years.  Operational and administrative costs may vary  depending on the proportion of staff internal to the CCE versus contracted as consulting services.   Typically, California CCEs have kept internal staffing to a minimum and relied on consultants with  expertise in energy procurement to manage the more technical components of the CCE.  Debt  service payments are included and are needed to pay back loans needed to provide start‐up  capital and initial operations working capital.    Exhibit ES‐2 2021 CCA Costs, SDG&E‐Equivalent Renewable Portfolio  Base Case Renewable Pricing  $Millions  Cost of Energy $71.31  Operating & Administrative  Billing & Data Management $1.7  SDG&E Fees $0.4  SDG&E Setup and Start‐up Fees $0.2  Consulting Services $1.6  Staffing $2.2  General & Administrative Expenses $0.2  Debt Service $2.5  Total O&A Costs $8.8  Total Cost $80.1  1. Includes mostly short‐term renewable contract prices as described in the Power Supply Strategy and Cost  section of this Study.    Exhibit ES‐3 illustrates the 10‐year financial forecast for the CCE to provide a power supply mix  with a renewable power content equal to SDG&E’s renewable power content forecast (SDG&E‐ Equivalent Renewable Portfolio scenario).  Because that chart is only for power supply costs, it  does not provide the overall impact to customer rates.  The rates faced by the customer include  the distribution component provided by the IOU in addition to the power supply component  provided by the CCE.  When the full customer bill is considered, and under the base assumptions,  the CCE is able to provide an approximate 2% overall bill reduction to CCE customers. In addition,  the CCE would build reserve funds that could be used for local programs or additional rate  reductions.   Each rate component illustrated in Exhibit ES‐3 is described below the chart.     February 26, 2019 Item #6 Page 11 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 3  Exhibit ES‐3  Rate Comparison – CCE with SDG&E‐Equivalent Renewable Portfolio          PCIA/CTC ‐ The PCIA/CTC (Power Charge Indifferent Adjustment/Competition Transition Charge)  is included in ES‐3 so that CCE rate may be compared directly with SDG&E generation rate.3  The  PCIA/CTC rates are the exit fees paid by all departing load customers (CCE customers and direct  access) to compensate SDG&E for stranded energy and future generation costs they invested in  on behalf of customers who leave SDG&E service for CCE service.  The exit fee ensures that  customers remaining with SDG&E do not pay for any costs incurred as a result of CCE customers  leaving SDG&E.  While the CCE would not directly pay these costs, CCE customers would pay them  on their electric bills; therefore, they are included in the comparison above.  Non‐renewable Energy – Non‐renewable Energy costs include the cost of power for non‐ renewable resources used to meet CCE load requirements.  The cost to meet greenhouse gas free  targets is also included in this category.  For the SDG&E‐Equivalent Renewable Portfolio,                                                          3 Power Cost Indifference Adjustment, or PCIA, plus the competition transition charge, CTC. $0.00 $0.02 $0.04 $0.06 $0.08 $0.10 $0.12 $0.14 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030$/kWhPCIA/CTC Non‐Renewable Energy Renewable Energy Capacity Operating, Administrative & General Debt Service/Start‐Up Reserves SDG&E Generation Rate February 26, 2019 Item #6 Page 12 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 4  resources are 80% GHG free and cost CCE ratepayers an average additional $0.0014/kWh.  This  adder is based on forecast prices for GHG free energy starting at $0.004/kWh in 2021.  Renewable Energy – Renewable energy costs include both the energy component and the  renewable attributes.  These costs increase over the study period as a higher share of renewable  energy is purchased to meet both RPS and SDG&E’s projected renewable portfolio. The base case  renewable contract prices included in the Study are based on two conservative assumptions: 1)  the majority of renewable energy purchases are made at short‐term, rather than long‐term,  renewable contract prices and 2) the long‐term renewable contract price is greater than the price  at which existing CCEs are currently transacting. An alternative scenario is included in the Study  in which the renewable energy contract prices are less conservatinve and more accurately reflect  the renewable resource portfolio of a functioning CCE.  Capacity – In addition to energy purchases, the CCE will need to purchase capacity and reserves  to meet reliability and resource adequacy requirements as required by the CPUC and California  Independent System Operator (CAISO).  These costs are forecast to increase over the study  period.  Operating, Administrative & General – Expenses required to operate the program as detailed in  ES‐2. These expenses are escalated at the inflation rate of 2%.  Debt Service/Start‐Up – Repayment of start‐up costs plus working capital requirements.  The  repayment term is 5 years; however, the analysis shows that start‐up costs can be repaid within  3 years.    Reserves – Cash reserves equal to 120 days of operating expenses are held to ensure the CCE can  operate in a changing environment.  Reserves are often used as a rate stabilization measure  during periods of market instability.  Reserve targets are calculated over the study period and the  reserve level increases as power supply costs and operating expenses escalate.    SDG&E Generation Rate – The SDG&E generation rate is forecast to increase at a conservative  level of 1% annually.  This escalation rate is conservative considering SDG&E generation rates  have increased at increased as much as 2‐9% over the period 2006 to 2015.4  The basis for the  generation rate forecast includes future expectations about renewable energy costs, non‐ renewable costs, and RPS requirements.  While costs for non‐renewable resources (wholesale  market prices) and resource adequacy are expected to increase; renewable energy costs are  expected to decline.  If the SDG&E generation rate increases at a rate greater than 1% annually,  the CCE‘s financial position would improve.                                                              4 Average annual generation rate increases for small commercial and small agriculture are 2%, large commercial is  4.7% and residential is 9.7% over the period 2006 to 2015.  Estimated based on average weighting of summer and  winter rates.  February 26, 2019 Item #6 Page 13 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 5  Renewable Energy Portfolio Scenarios    While Exhibit ES‐3 shows the results for one power supply scenario, the Study analyzed the CCE  rate under several different scenarios for renewable power content in the power supply mix.    The three scenarios are described below.  The first scenario (SDG&E‐Equivalent Renewables  Portfolio) was used above in Exhibit ES‐3.      1) SDG&E‐Equivalent Renewable Portfolio: Achieves between 42% and 59% of power supply  from Renewable Portfolio Standard (RPS)‐qualifying resources in 2021 through 2029,  based on SDG&E planned renewable energy procurements. Achieves 60% RPS beginning  in 2030.   2) 100% Renewable by 2030 Portfolio: 50% of retail loads are served with RPS‐qualifying  beginning in 2021 ramping up to 50% in 2025, 75% in 2029, and 100% in 2030 and after.5   3) 100% Renewables Portfolio: 100% of retail loads are served with RPS‐qualifying  renewable resources in all years.6    At a minimum, the CCE would need to meet State mandated Renewable Power Supply (RPS)  requirements; however, since SDG&E will likely have higher renewable content than the RPS  requires, this minimum requirement scenario was not analyzed in the study.  It was assumed that  the CCE would have a power supply mix with a renewable content that was at a least equivalent  to SDG&E.  This portfolio is the base case scenario.   Sensitivity Analysis  In addition to the base assumptions, uncertainties which could impact CCE rates were evaluated  under different assumptions.  Uncertainties analyzed included:  higher or lower PCIA costs, higher  market power costs, lower loads served by the CCE, higher loads served by the CCE, Exhibit ES‐4  shows the results of the sensitivity analysis; in most cases, the CCE could continue to offer rate  discounts.  In the cases where high power costs result in CCE rates greater than SDG&E rates, the  impact could likely be mitigated by offsets in both the PCIA and SDG&E generation rates.7                                                               5 Meets Climate Action Plan goals established by the cities of Encinitas (100% renewable by 2030) and Del Mar (100%  renewable by 2035).  6 Meets Climate Action Plan goals established by the cities of Encinitas (100% renewable by 2030) and Del Mar (100%  renewable by 2035). 7 Higher power supply costs would likely impact SDG&E at the same time as the CCE.  Therefore, higher CCE power  costs would be mitigated by both lower PCIA rates and a higher SDG&E generation rate.    February 26, 2019 Item #6 Page 14 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 6    Exhibit ES‐4  Partner CCE Rate Sensitivity  10‐Year Levelized Rate and Average Discount 2021‐20301   SDG&E‐Equivalent  Renewable Portfolio  100% Renewable by  2030 100% Renewable  Sensitivity $/kWh Rate  Discount $/kWh Rate  Discount $/kWh Rate  Discount  Base Assumptions $0.2927  2% $0.2927  2% $0.2987 0% High PCIA $0.2989  0% $0.2989  0% $0.3050 ‐2% Low PCIA $0.2901  3% $0.2901  3% $0.2960 1% High Power Costs2 $0.3136   ‐5% $0.3170   ‐6% $0.3180 ‐7% Low Load $0.2931  2% $0.2931  2% $0.2991 0% High Load $0.2920  2% $0. 2989  0% $0.2980 0% 1Negative rate discounts indicate that the CCE retail rate is higher than the SDG&E bundled rate.  2The CCE purchases power supply at costs higher than SDG&E.  Findings and Conclusions  Based on the analysis conducted in this Study, the following findings and conclusions are made:     The formation of a CCE is financially feasible and could yield considerable benefits for all  participating residents and businesses.    Financial benefits include electric retail rates that are 2% lower compared with SDG&E rates   Other benefits include local control over power supply sources, rate levels and customer  programs.  Specific programs such as economic development incentives, and targeted energy  efficiency and demand response programs could be implemented.   CCE start‐up costs could be fully recovered within the first three years of CCE operations.      After this cost recovery, revenues that exceed costs could be used to finance a rate  stabilization fund, new local renewable resources, economic development projects and/or  lower customer electric rates.   The sensitivity analysis shows that the ranges of prices for different market conditions will, in  most cases, not negatively impact CCE rates compared to SDG&E rates.  Where negative  impacts may exist, those risks can be mitigated.   The CCE could be a means to achieve local control of energy supply and for cities to meet  their respective Climate Action Plan (CAP) goals.    Local electric rate savings are expected to stimulate economic development for the Partner  cities.    February 26, 2019 Item #6 Page 15 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 7  The positive impacts on the Partner cities and their citizens of forming a CCE suggest that CCE  implementation should be considered with the following next steps: consideration of Joint  Powers Authority or other governance options, Business Plan development, and Implementation  Plan development.  No likely combination of sensitivities would change this recommendation  based on the detailed analysis contained in the balance of this report.     February 26, 2019 Item #6 Page 16 of 116 DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 8  Introduction  California Assembly Bill 117 allows local governments to form Community Choice Aggregations  (CCAs), which are also referred to as Community Choice Energy (CCE) programs, that offer an  alternative electric power option to constituents currently served electric power by investor  owned utilities (IOUs). CCEs in California have “opt‐out” programs, meaning that customers are  automatically placed into CCE service, unless they proactively choose to continue receiving  service from the IOU. Under the CCE model, local governments gain control over their  community’s electric power supply by sourcing power from a preferred mix of traditional and  renewable generation sources, while the incumbent IOU continues to provide transmission and  distribution service. This gives CCEs the opportunity to reduce retail rates for their constituents,  promote local economic development and offer a cleaner power supply to satisfy the CCE’s goals  and community priorities.   This Financial Feasibility Study (Study) evaluates the feasibility of a potential Community Choice  Energy program (CCE) for the cities of Carlsbad, Del Mar, Encinitas and Oceanside (Partners).   While a CCE financial feasibility study typically focuses purely on the logistical and financial  feasibility of operating a CCE, this Study also includes a discussion of governance and  organizational alternatives.    As the IOU currently providing electric power to the Partners, San Diego Gas and Electric (SDG&E)  was asked to provide historic energy use data for the Partners’ service areas. Using the  information provided by SDG&E, EES Consulting, Inc. (EES) estimated future power supply costs,  administrative costs, electric loads, and retail rates under various Partner CCE scenarios, and for  SDG&E service.  These forecast rates were then compared to determine if the CCE could feasibly  offer competitive rates, service and lower greenhouse gas options.   The Study assumes that a CCE created among the Partner cities would directly support the cities’  Climate Action Plans (CAPs), and would generally aspire to meet the following objectives:   Decrease greenhouse gas (GHG) emissions from electricity generation   Increase the renewable energy in the power mix to exceed the baseline power mix offered  by SDG&E, including the 100% Clean Energy goals set by the Del Mar and Encinitas CAPs   Provide competitive rates    Provide local control over rate setting   Provide customer choice to residents and businesses   Reinvestment of residual revenue in local renewable power initiatives   Promote and incentivize community‐focused CCE programs     While the Partners have not yet officially adopted these goals, they serve as the foundation for  this Study.  Once the Partners’ goals are refined, adopted, and prioritized, modifications to this  Study may be appropriate.    February 26, 2019 Item #6 Page 17 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 9  Study Methodology    This Study evaluates the estimated costs and resulting rates of operating a CCE for the Partners  and compares these rates to a SDG&E rate forecast for the years 2021 through 2030.  This pro  forma financial analysis models the following cost components:     Power Supply Costs:   Wholesale purchases    Renewable purchases   Procurement of resource adequacy (RA) capacity (System, Local and Flexible capacity  products)   Other power supply and charges    Non‐Power Supply Costs:   Start‐up costs   CCE staffing and administration costs   Consulting support   SDG&E and regulatory charges    Financing costs   Pass‐Through Charges from SDG&E:   Transmission and distribution charges   Power Cost Indifference Adjustment (PCIA) Charge    The information above is used to determine the projected retail rates for the CCE. The CCE rates  are then compared to the SDG&E projected rates for the Partners’ CCE service area. After these  rate comparisons are made, the attendant economic development and greenhouse gas (GHG)  comparisons are made.  Operational and governance options are discussed, as well as a  sensitivity analysis of the key variables contained in the Study.    Study Organization    This Study is organized into the following main sections:     Load Requirements   Power Supply Strategy and Costs   Partners’ CCE Cost of Service   Product, Service and Rate Comparisons   Environmental/Economic Considerations   Sensitivity Analysis   CCE Governance   Conclusions and Recommendations       February 26, 2019 Item #6 Page 18 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 10  Load Requirements  One indicator of the viability of a CCE for the Partners is the number of customers that participate  in the CCE as well as the quantity and timing of energy these customers consume.  This section  of the Study provides an overview of these projected values and the methodology used to  estimate them.    Historical Consumption    SDG&E provided hourly historical data on energy use (kWh) for customers receiving power supply  services from SDG&E (bundled customers) in each of the four cities for the 2017 calendar year.  Bundled customers currently purchase the electric power, transmission and distribution from  SDG&E. Direct Access (DA) customers buy only the transmission and distribution service from  SDG&E and purchase power from an independent and competitive Electric Service Provider (ESP).  In California, eligibility for DA enrollment is currently limited to non‐residential customers and  subject to a maximum allowable annual limit for new enrollment measured in gigawatt‐hours of  new load and managed through an annual lottery.8  Customers classified as taking service under  DA arrangements are not included in this Study, as it is assumed that these customers would  remain with their current Energy Service Provider (ESP)9.  Once operating, the CCE may decide to  provide service options to DA customers with expired contracts, but our approach offers the most  conservative analysis of feasibility.    EES aggregated this data by rate class in each month for bundled (full service) customers.  In total,  bundled residents and businesses within the four cities purchased 1,722 GWh of electricity in  2017 from SDG&E.     Exhibit 1 summarizes energy consumption and number of accounts for bundled customers in  2017.                                                                8 S.B. 286 (CA, 2015‐2016 Reg. Sess.)   9 CPUC rulemaking to date has not addressed how vintage would be handled to DA customers that opt to switch to  receive electric power from a CCA rather than their ESP. The most recent ruling on PCIA vintaging was issued on  10/5/2016: http://docs.cpuc.ca.gov/PublishedDocs/Published/G000/M167/K744/167744142.PDF. February 26, 2019 Item #6 Page 19 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 11  Exhibit 1  Bundled Load and Accounts in 2017 (Four Cities)        Exhibit 2 shows the amount of energy consumed in each of the Partner cities in 2017. Carlsbad  and Oceanside have the highest consumption while residential and medium/large commercial10  and industrial customers make up the majority of energy use across all cities.   Exhibit 2  2017 Load by City       Monthly historic load from 2017 is shown in Exhibit 3.                                                          10 A small commercial customer would typically be a convenient store or smaller office building, while a medium/large commercial customer would for example be a grocery store. 0 100 200 300 400 500 600 700 800 Carlsbad Del Mar Encinitas OceansideGWH Residential Small Commercial Medium/Large Commercial Agriculture Lighting 30 GWh 735 GWh 258 GWh 703 GWh February 26, 2019 Item #6 Page 20 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 12  Exhibit 3  2017 Monthly Aggregated Load      CCE Participation Opt‐Out Rates    Before customers are served by a CCE, they receive two notices with their monthly energy bills  60 days and 30 days before the CCE’s launch, and another two notices 30 days and 60 days after  the CCE launches.  These notices provide information needed to understand the terms and  conditions of service from the CCE and explain how customers can opt‐out, if desired.  Notices  typically provide a rate comparison between the CCE and the IOU. All customers that do not  follow the opt‐out process specified in the customer notices prior to launch would be  automatically enrolled into the CCE11.      As such, the Partners’ CCE would provide a minimum of four opt‐out notices to customers to  notify and educate them about the CCE’s product offerings and their option to opt‐out.  Customers automatically enrolled would continue to have their electric meters read and billed  for electric service by SDG&E.  The Partners’ CCE bills processed by SDG&E would show separate  charges for power supply procured by the CCE, all other charges related to delivery of the  electricity by SDG&E and other utility charges that would continue to be assessed.                                                             11 Typically, this doesn’t apply to DA customers as the CCA would assume that these customers are not interested in  being served by the CCA unless otherwise confirmed prior to launching service.    0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov DecGWh Residenital Medium/Large Commercial & Industrial Small Commercial Agriculture Lighting February 26, 2019 Item #6 Page 21 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 13  This Study anticipates an overall customer participation rate of 85% for the Commercial and  Industrial accounts.  For residential accounts, it is assumed that approximately 95% of customers  would remain with the Partners’ CCE.  For commercial and industrial accounts, the opt‐out rate  is 85% which adjusts historic opt‐out rates for the new cap on direct access.12  These opt‐out  assumptions are conservative based on participation rates in other CCEs, however, this Study’s  sensitivity analysis tested CCE feasibility under higher opt‐out scenarios.  Operating CCEs in  California have experienced overall participation rates ranging from 83% (Marin Clean Energy) to  98% (Peninsula Clean Energy). On average, 90% of all potential customers have stayed with their  CCE.13    Conceptual CCE Launch     The California Public Utilities Commission (CPUC) recently issued Resolution 4723, which requires  that new CCEs file their Implementation plan by January 1, resulting in the earliest possible  Partner CCE launch date of January 1 the subsequent year. Under this new requirement, the  Partners’ earliest possible launch date is early 2021.  This Study assumes that service would be  offered to all customers by April 2021 in one phase, at launch, as outlined in Exhibit 4.  Exhibit 4 CCE Load, Customers, and Revenue  Assumed Start Eligibility  Average  Customer Accounts  Total  Retail   Load   (GWh)  Peak  Demand  (MW)   Normalized Annual  Operating Revenues  to the CCE  Apr 2021 All Customers 145,500 1,138 322 $120 million    This launch strategy, without phasing, would enable the Partners’ CCE to provide service to all  customers as soon as possible.  The number of customers and projected total load is similar to  the number of customers enrolled by other CCEs launching in a single phase.14                                                              12 Opt‐out rates were increased to account for a 16% increase in the amount of non‐residential load that is allowed to move to direct access schedules. California Senate Bill 237: September 20, 2018. https://leginfo.legislature.ca.gov/faces/billTextClient.xhtml?bill_id=201720180SB237 13 Average opt‐out rate determined based on published number of customers and opt‐out rates of Marin Clean  Energy, Peninsula Clean Energy, Sonoma Clean Power, Apple Valley Clean Energy, and Lancaster as found at the  following document http://www.vvdailypress.com/news/20170818/apple‐valley‐choice‐energy‐prompts‐ thousands‐of‐customer‐calls. Published 8/18/2017; accessed 2/15/2018.  14 For example, Silicon Valley Clean Energy enrolled 180,000 residential customers and Monterey Bay Clean Energy  enrolled 235,000 residential customers at one time.      February 26, 2019 Item #6 Page 22 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 14  Forecast Consumption and Customers    The number of customers enrolled in the CCE and the retail energy they consume are assumed  to increase at 0.25% per year.  This forecast is selected as the midpoint based on the California  Energy Commission’s (CEC) mid‐demand baseline forecasts for SDG&E service territory.15  Peak  demands are calculated using hourly consumption data provided by SDG&E. The forecast of load  served by the Partners’ CCE over the next five years is shown in Exhibit 5.  The CCE forecast of  GWh sales in Exhibit 6 reflects the single‐phase roll‐out and customer enrollment schedule  discussed previously.  Annual wholesale energy requirements are also shown below in Exhibit 6  (“Total Load” column).  Exhibit 5  Projected Load by Sector (Four Cities)                                                                15 http://www.energy.ca.gov/2017_energypolicy/documents/    ‐  200  400  600  800  1,000  1,200  1,400  1,600  1,800 2021 2022 2023 2024Energy (GWH)Residential Small L&P Medium L&P Agriculture Streetlights February 26, 2019 Item #6 Page 23 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 15    Exhibit 6  CCE Projected Annual Energy Requirements (GWh)  Year Total Retail Sales Losses16 Total Wholesale Load  2021 1,138 52 1,191  2022 1,561 72 1,633  2023 1,565 72 1,637  2024 1,569 72 1,641  2025 1,573 72 1,645  2026 1,577 73 1,649  2027 1,581 73 1,653  2028 1,585 73 1,658  2029 1,589 73 1,662  2030 1,553 71 1,625                                                          16Transmission and Distribution power losses were estimated at 6.6% based on the California Energy Commission’s  Public Electricity and Natural Gas Demand Forecast published 4/20/2015 at  http://docketpublic.energy.ca.gov/PublicDocuments/15‐IEPR‐03/TN204261‐ 9_20150420T154646_Pacific_Gas_and_Electric_Company's_Notes_re_2015_IEPR_Demand_Fo.pdf.    February 26, 2019 Item #6 Page 24 of 116 DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 16  Power Supply Strategy and Costs   This section of the Study discusses the CCE’s resource strategy, projected power supply costs,  and resource portfolios based on the Partners’ CCE projected loads.    Long‐term resource planning involves load forecasting and supply planning on a 10‐ to 20‐year  time horizon.  Prior to launch, the Partners’ CCE planners would develop integrated resource  plans that meet their supply objectives and balance cost, risk, and environmental considerations.   Integrated resource planning also considers demand side energy efficiency, demand response  programs, and non‐renewable supply options. The Partners’ CCE would require staff or a  consultant to oversee planning even if the day‐to‐day supply operations are contracted to third  parties.  This staff or consultant would ensure that local preferences regarding the future  composition of supply and demand side resources are planned for, developed, and implemented.   Resource Strategy  This Study assumes that the Partners’ CCE would be interested in minimizing overall community  energy bills, achieving GHG emissions reductions, stimulating local economic development to  achieve CAP goals, and meeting or exceeding the State’s renewable energy requirements.  The  CCE can likely achieve these goals within 5 years by taking advantage of relatively low wholesale  market prices and abundant GHG‐free energy.  As discussed in greater detail below, the CCE’s  electric portfolio would be guided by the CCE’s policymakers with input from its scheduling  coordinator and other power supply experts.  The scheduling coordinator would obtain sufficient  resources each hour to serve all of the CCE customer loads.  The CCE policymakers would guide  the power supply acquisition philosophy to achieve the CCE’s policy objectives.  Projected Power Supply Costs  This Study presents the costs of renewable and non‐renewable generating resources as well as  power purchase agreements based on current and forecast wholesale market conditions,  recently transacted power supply contracts, and a review of the applicable regulatory  requirements.  In summary, the CCE would need to procure market purchases, renewable  purchases, ancillary services, resource adequacy, and power management/schedule coordinator  services.  The Study determines the base case assumption for each of these cost categories as  well as establishing a high and low range for each to be used for the risk analysis later in the  report.     Market Purchases  Market prices for Southern California (referred to as SP15 prices) were provided by EES’s  subscription to a market price forecasting service, S&P Global. Exhibit 7 shows forecast monthly  southern California wholesale electric market prices. The levelized value of market purchase  prices over the 20‐year Study period is $0.0471/MWh (2018$) assuming a 4% discount rate.   February 26, 2019 Item #6 Page 25 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 17  Exhibit 7 shows the clear seasonal variability in prices each year, as well as the overall trend in  prices.    Exhibit 7  Forecast Southern California Wholesale Market Prices     Wholesale market power prices have been used to calculate balancing market purchases and  sales.  When the CCE’s loads are greater than its resource capabilities, the CCE’s scheduling  coordinator would schedule balancing purchases.  When the CCE’s loads are less than its resource  capabilities, the CCE’s scheduling coordinator would transact balancing sales and the CCE would  receive market sales revenue.  Balancing market purchases and sales can be transacted on a  monthly, daily and hourly basis, as needed.     Renewable Energy    The wholesale market prices shown above in Exhibit 7 are for non‐renewable power (i.e., this  product does not come with any renewable attributes).  The cost of renewable resources varies  greatly.  Wind and solar levelized project costs vary from $0.035 to $0.060/MWh.  Geothermal  project costs can vary from $0.070 to $0.100/MWh.  While geothermal projects have higher cost,  they also have higher capacity factors than wind and solar projects and, as such, can bring  additional value to the CCE as baseload resources.  Geothermal resources also bring value from  a resource adequacy perspective.  The availability of off‐shore wind and ocean power in the  marketplace is fairly minimal, so these resources were not included in this assessment of  renewable energy market prices.    This Study assumes a Base Case renewable energy market price of $0.062/MWh for a blend of  short‐term and long‐term wind and solar resource contracts, based on a survey of renewable  resources currently in operation and new projects coming on‐line.  It is assumed that renewable  energy contract prices will be stable for the 20‐year Study period to balance the influence of two  0.000 0.010 0.020 0.030 0.040 0.050 0.060 0.070 0.080 0.090 Jan‐21Oct‐21Jul‐22Apr‐23Jan‐24Oct‐24Jul‐25Apr‐26Jan‐27Oct‐27Jul‐28Apr‐29Jan‐30Oct‐30Jul‐31Apr‐32Jan‐33Oct‐33Jul‐34Apr‐35Jan‐36Oct‐36Jul‐37Apr‐38Jan‐39Oct‐39$/KWhFebruary 26, 2019 Item #6 Page 26 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 18  trends.  First, renewable energy prices are being driven down by the rapidly declining cost of solar  and wind projects.  This trend has persisted over the past several years and is expected to  continue over the Study’s forecast period.  However, this trend is expected to be balanced out  by the impact of increasing statewide demand for renewables as a result of California’s  renewable portfolio standards (RPS) laws and changes in Federal tax laws. These assumptions  regarding renewable energy prices have been independently confirmed by current market trends  in southern California.    RPS compliance requirements are 50% in 2020 and growing again to 60% in 2030. But, at a  minimum, comparability with SDG&E’s renewable energy procurement plan is recommended. To  provide information about the cost difference between renewable resource portfolios, this Study  analyzes the following 3 portfolios:    1) SDG&E‐Equivalent Renewable Portfolio: Achieve between 42% and 59% renewables in  2021 through 2029, based on SDG&E planned renewable energy procurements. Achieve  60% renewables beginning in 2030.   2) 100% Renewables by 2030 Portfolio: 50% of retail loads are served with RPS‐qualifying  renewable resources through 2025, 75% through 2029, and 100% in 2030 and after.   3) 100% Renewables Portfolio: 100% of retail loads are served with RPS‐qualifying  renewable resources in all years.    The resource portfolios will be discussed in greater detail in the “Resource Portfolios” section  below. It should be noted that the CCE policymakers may opt for other resource portfolios but  those selected above should give the Partners a sound basis for evaluating other resource  portfolio options.  The renewable energy targets of the three portfolios included in the power  cost model are shown below in Exhibit 8. For comparison, the state RPS requirement is also  presented in Exhibit 8.       February 26, 2019 Item #6 Page 27 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 19  Exhibit 8   Renewable Energy Purchase Scenarios Compared to the RPS Requirement17        Renewable Energy Credits (RECs)    In addition to direct purchases of renewable power, renewable energy credits (RECs) are an  alternative for meeting RPS requirements.  However, RECs are highly restricted and are not  always the best alternative.  California load serving entities (LSE)18 must purchase bundled energy  and/or RECs that meet certain eligibility requirements across three Portfolio Content Categories  (PCC) or buckets.  Each of the buckets represents a different type of renewable product that can  be used to meet up to a specific percent of the total procurement obligation during a compliance  period. The permitted percentage shares of each bucket type changes over time.  The three  buckets and the type of energy included in each bucket can be summarized as follows:     Bucket 1:  Bundled renewable resources and RECs – either from resources located in  California or out‐of‐state renewable resources that can meet strict scheduling requirements  ensuring deliverability to a California Balancing Authority (CBA);                                                             17 http://docs.cpuc.ca.gov/PublishedDocs/Efile/G000/M158/K845/158845742.PDF  18 Load serving entities include entities that serve retail load, including IOUs, CCEs, and even municipal utilities.   0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% RPS Requirement SDG&E Equivalent 100% Renewable Portfolio 100% by 2030 Renewable Portfolio February 26, 2019 Item #6 Page 28 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 20   Bucket 2:  Renewable resources that cannot be delivered into a CBA without some  substitution from non‐renewable resources19. This process of substitution is referred to as  “firming and shaping” the energy. The firmed and shaped energy is bundled with RECs.     Bucket 3:  Unbundled RECs, which are sold separately from the electric energy.20    Under the current guidelines, the amount of RECs that can be procured through Buckets 2 and 3  is limited and decreases over time.  SBX1 2 (April 2011) established a 33% RPS requirement for  2020 with certain procurement targets prior to 2020.  SB350 (October 2015) increased the RPS  requirement to 50% by 2030.  The share of renewable power that can be sourced from Bucket 2  or 3 energy after 2020 is expected to be the same as the 2020 required share of total RPS  procurement.21      Purchasing unbundled RECs from existing renewable resources does not increase the amount of  renewable projects in the State.  In addition, the REC market is not as liquid as it once was.  For  these reasons, this Study does not rely on unbundled REC purchases to meet renewable energy  purchase requirements under the RPS.      However, in practice, small quantities of unbundled RECs may be used to balance the CCE’s  annual renewable energy purchase targets with the output from renewable resources.  Due to  the variable size and shape of the renewable energy purchases, the annual modeled renewable  energy purchases do not typically match up perfectly with annual renewable energy purchase  targets.  In some years there are small REC surpluses, and, in others, there are small REC deficits.   These surpluses and deficits can be balanced out using small unbundled REC purchases and sales.   This methodology was used in order to simplify the modeling.  In reality, small REC surpluses and  deficits would most likely be handled by banking RECs between years.  For the Base Case,  unbundled REC prices are assumed to increase from $17.50/REC in 2020 to $29.09 in 2039 (2.7%  annual escalation).                                                                 19 This may occur if a California entity purchases a contract for renewable power from an out of state resource. When  that resource cannot fulfill the contract, due to wind or sun intermittency for example, the missing power is  compensated with non‐renewable resources.  20 For example, a small business with a solar panel has no RPS compliance obligation, so they use the power from the solar panel, but do not “retire” the REC generated by the solar panel. They can then sell the REC, even though  they are not selling the energy associated with it.   21 California Public Utilities Commission Final Decision, 12/20/2016, accessed at:  http://docs.cpuc.ca.gov/PublishedDocs/Published/G000/M171/K457/171457580.PDF, on 1/19/2017.  75% of the  RPS procurement must be Bucket 1 resources and less than 10% of the RPS procurement can come from Bucket 3  resources.   February 26, 2019 Item #6 Page 29 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 21  Ancillary Service Costs    The CCE would need to pay the California Independent System Operator (CAISO) for transmission  congestion and ancillary services associated with its power supply purchases.  Transmission  congestion occurs when there is insufficient capacity to meet the demands of all transmission  customers.  Congestion is managed by the CAISO by charging congestion charges in the day‐ ahead and real‐time markets.  The Grid Management Charge (GMC) is the vehicle through which  the CAISO recovers its administrative and capital costs from the entities that utilize the CAISO’s  services.      In addition, because generation is delivered as it is produced and, particularly with respect to  renewables, can be intermittent, deliveries need to be firmed using ancillary services to meet the  CCE’s load requirements.  Ancillary services and products need to be purchased from the CAISO  based on the CCE’s total loads requirement.  Based on a survey of transmission congestion and  ancillary service costs currently paid by CAISO participants, the Partners’ CCE Base Case ancillary  service costs are estimated to be approximately $.003/kWh, escalating by 20% annually through  the study period.  Ancillary service costs are expected to increase significantly as California works  toward the RPS requirements over the next 10 years.      Resource Adequacy    In addition to purchasing power, the CCE would also need to demonstrate it has sufficient  physical power supply capacity to meet its projected peak demand plus a 15% planning reserve  margin.  This requirement is in accordance with RA regulations administered by the CPUC, CAISO  and the CEC.  In addition, the CCE must meet the local and flexible resource adequacy  requirements set by the CPUC, CAISO and CEC every year.     The CPUC undertakes annual policy changes to the RA program, so these requirements may  change by the time program launch occurs.  Different types of resources have different capacity  values for RA compliance purposes, and those values can change by month.  Moreover, recent  rule changes have reduced the RA values for wind and solar resources as more of these  technologies are added to the system. As such, other types of renewables, including geothermal  and biomass, could have an overall better value in the portfolio compared to relying on RA solely  from gas‐fired resources.     The CPUC's resource adequacy standards applicable to a CCE require several procurement  targets. CCEs must secure the following three types of capacity and make it available to the  CAISO:      System capacity, which is capacity from a resource that is qualified for use in meeting system  peak demand and planning reserve margin requirements;    Local capacity, which is capacity from a resource that is located within a Local Capacity Area  capable of contributing to the amount of capacity required in a particular Local Capacity Area;  and   February 26, 2019 Item #6 Page 30 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 22   Flexible capacity, which is capacity from a resource that is operationally able to respond to  dispatch instructions to manage variations in load and variable energy resource output.     Power Management/Schedule Coordinator    Given the likely complexity of the CCE’s resource portfolio, the CCE would want to engage an  experienced scheduling coordinator to efficiently manage the CCE’s power purchases and  wholesale market transactions.  The CCE’s resource portfolio would ultimately include market  purchases, shares of some relatively large power supply projects, as well as shares of smaller,  most likely renewable resources with intermittent output.  Managing a diverse resource portfolio  with metered loads that will be heavily influenced by distributed generation may be one of the  most important and complex functions of the CCE.      The CCE should initially contract with a third party with the necessary experience (proven track  record, longevity and financial capacity) to perform most of the CCE’s portfolio operation  requirements.  This would include the procurement of energy and ancillary services, scheduling  coordinator services, and day‐ahead and real‐time trading.      Portfolio operations encompass the activities necessary for wholesale procurement of electricity  to serve end use customers.  These activities include the following:      Electricity Procurement – assemble a portfolio of electricity resources to supply the electric  needs of the CCE customers.      Risk Management – standard industry risk management techniques would be employed to  reduce exposure to the volatility of energy markets and insulate customer rates from sudden  changes in wholesale market prices.      Load Forecasting – develop accurate load forecasts, both long‐term for resource planning,  and short‐term for the electricity purchases and sales needed to maintain a balance between  hourly resources and loads.      Scheduling Coordination – scheduling and settling electric supply transactions with the CAISO,  with related back office functions to confirm SDG&E billing to customers.      The Partners’ CCE should approve and adopt a set of protocols that would serve as the risk  management tools for the CCE and any third‐party involved in the CCE portfolio operations.  Protocols would define risk management policies and procedures, and a process for ensuring  compliance throughout the CCE.  During the initial start‐up period, the chosen electric suppliers  would bear the majority of risk and be responsible for managing those risks. The protocols that  cover electricity procurement activities should be developed before operations begin.     Based on conversations with scheduling coordinators currently working within the CAISO  footprint, the estimated cost of scheduling services is in the $0.0001 to $0.00025/kWh range for  February 26, 2019 Item #6 Page 31 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 23  large operating CCEs.  This Study very conservatively assumes a cost of $0.0005/kWh, escalating  at 2.5% annually, in all portfolios as a starting cost. Over time, as the CCE is operating, it is  expected that the scheduling costs will decline to the $0.0002/kWh range.    Resource Portfolios  Projected power supply costs were developed for three representative resource portfolios.  Portfolios are defined by two variables:     (1) the share of renewable energy in the power mix (per the “Renewable Energy” discussion  above), and   (2) the share of resources that are GHG‐free in the power mix.      Renewable resources refer to resources that qualify under State and Federal RPS, such as solar  and wind power. GHG‐free power refers to energy sourced from any non‐GHG emitting resource,  including both the RPS‐compliant sources mentioned above as well as nuclear power and large  hydroelectric power.  For this Study, no nuclear resources were included in the resource portfolio  analysis.      SDG&E’s resource portfolio in 2016 included 43% renewable energy resources, 42% natural gas  resources as well as 15% unspecified (market) purchases. In 2016, SDG&E’s resource portfolio  was 43% GHG‐free. As the amount of load served by renewable resources increases each year,  so too would the amount of load served by GHG‐free resources.  This is true of all three portfolios  included in the Study.     In the “RPS Portfolio”22 and “SDG&E‐Renewable Equivalent” scenarios, it is assumed that the CCE  resource portfolio is 80% GHG‐free in all years. In the “100% Renewable by 2030 Portfolio” it is  assumed that the CCE’s resource portfolio is 80% GHG in 2021 and ramps up to 100% GHG‐free  in 2030. The “100% Renewable Portfolio” assumes 100% GHG free resources in all years. The  GHG‐free targets for each scenario are shown below in Exhibit 9. It is important to remember  that Exhibit 8 above shows the percentage share of renewable energy in each portfolio, while  Exhibit 9 below shows the GHG‐free share of each portfolio.    It is assumed that the Partners’ CCE would not modify its renewable energy or GHG‐free  achievements to match unexpected or abrupt changes in SDG&E’s portfolio. Exhibit 9 below  shows the GHG‐free targets for the resource portfolios.                                                               22 The RPS Portfolio is included for comparison purposes but is not included as an alternative in the financial analysis.  February 26, 2019 Item #6 Page 32 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 24  Exhibit 9   GHG‐Free Targets assumed in Resources Portfolios         In order to achieve the GHG‐free targets shown above, it was assumed that a portion of the  market power purchases used to serve load in each resource portfolio are sourced to GHG‐free  resources and that the CCE pays a premium for market Power Purchase Agreements (PPAs)  sourced to GHG‐free resources.  A calendar year 202023 GHG‐free premium of $0.004/kWh was  assumed based on a survey of other CCEs.  The GHG‐premium is assumed to escalate annually by  5%.  Given the assumed escalation rate, the premium paid for GHG‐free power increases from  $0.004/kWh in 2020 to $0.01/kWh in 2039.  Including GHG‐free premiums in the costs associated  with a portion of market PPA purchases results in a $7/MWh increase in the 20‐year levelized  cost of each portfolio.  Again, the portion of market PPAs that are sourced to GHG‐free resources  in each portfolio is based on the difference between the GHG targets (shown above in Exhibit 9)  and the amount of renewable energy procured in each portfolio (shown above in Exhibit 8).    Resource Options    For each of the resource portfolios, a combination of resources has been assumed in order to  meet the renewable energy and GHG‐free targets, resource adequacy targets, and ancillary and  balancing requirements.  The mix of resources included in each portfolio are for analytical  purposes only.  The CCE should be flexible in its approach to obtaining the renewable and non‐ renewable resources necessary to meet these requirements.    Exhibit 10 shows the 20‐year levelized resource costs used in this Study.  It compares the costs  of wholesale market power prices, a Power Purchase Agreement (PPA) tied to the wholesale                                                          23 Forecasts may have different base years, in the analysis all costs are escalated to begin in 2021.  0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% RPS and Follow SDG&E Equivalent 100% Renewable Portfolio 100% by 2030 Renewable Portfolio February 26, 2019 Item #6 Page 33 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 25  market power prices, a local renewable energy resource, and the three portfolios evaluated in  the Study.    Exhibit 10  20‐Year Base Case Levelized Resource Costs  (2018 $/kWh)          Exhibit 10 above shows a 20‐year levelized PPA price of near $0.075/kWh under the SDG&E  Equivalent Renewable, near $0.077/kWh for the 100% by 2030 Portfolio, and a price of near  $0.082/kWh under the 100% Renewable Portfolio. The higher price in the 100% Renewable  Portfolio is in recognition of the fact that the CCE may have to sign contracts for higher priced  renewables in order to find a sufficient supply of renewables to meet the higher targets. The  levelized resource costs shown above are for power only and do not include any ancillary  services, scheduling or other costs.    Exhibit 10 also shows both spot wholesale market cost at $0.047 per kWh and market PPA cost  at $0.05 per kWh.  Market PPA costs are greater than spot wholesale market costs in recognition  of the cost of the PPA supplier absorbing the market fuel price risk associated with providing a  long‐term PPA contract price.    The capacity factor for market PPA purchases is assumed to be 100% (flat monthly blocks of  power).  Capacity factor is equal to average monthly generation divided by maximum hourly  generation in a given month.  A 100% capacity factor implies that the same amount of power was  purchased or generated each hour.  The average monthly capacity factor for renewable resources  and local renewables is assumed to be 33% based on the capacity factors of existing renewable  resources operating in California.      0.047 0.050 0.077 0.075 0.082 0.065 0.000 0.010 0.020 0.030 0.040 0.050 0.060 0.070 0.080 0.090 Wholesale Market Market PPA 100% Renewable by 2030 SDG&E Equivalent 100% Renewable Local Renewable$/KWhFebruary 26, 2019 Item #6 Page 34 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 26  On a $/watt basis, the cost of smaller scale solar projects is greater than the cost of large‐scale  solar projects.  It is expected that the cost of smaller local renewable resources is $0.065/kWh  based on information related to recent projects.  The advantage of local renewable projects is  lower transmission costs and less stress on the congested transmission grid.    The renewable energy requirements in the State’s RPS are based on retail energy sales. Retail  energy refers to the amount of energy sold to customers as opposed to the amount of energy  purchased from generation sources (wholesale energy).  Wholesale energy purchases must  always exceed retail energy sales to account for transmission and distribution system losses. To  be consistent, it was assumed that the renewable energy targets included in the portfolios apply  to retail energy sales.    Renewable PPA Pricing Alternative Scenario    This section of the Study considers an alternative resource portfolio in which renewable PPA  contract prices are lower than the base case prices described above. The base case renewable  contract prices included in the Study are based on two conservative assumptions: 1) the majority  of renewable energy purchases are made at short‐term, rather than long‐term, renewable  contract prices and 2) the long‐term renewable contract price is relatively high compared to the  price at which existing CCEs are currently transacting. These conservative assumptions are  described in greater detail below.    Short‐Term Renewable Energy Contract Price    Short‐term contracts have a term of one to three years. Short‐term contract prices include two  components: a price for energy that is based forward wholesale market prices and a price for  Renewable Energy Credits (RECs). The Study’s base case assumes that RECs are priced at $17/REC  for bucket 1 RECs and $11/REC for bucket 2 RECs (1 REC = 1 MWh). Both bucket 1 and bucket 2  REC prices were assumed to escalate 1.5 percent annually. The base case also assumes that 75  percent of RECs acquired under short‐term renewable contracts were bucket 1 RECs. Given these  assumptions, the short‐term renewable contract price escalated from $54/MWh in 2021 to  $70/MWh by 2030. This pricing is used for short‐term renewable energy contracts in all cases in  this study.    Long‐Term Renewable Energy Contract Price    The Study’s base case includes a long‐term renewable PPA fixed contract price of $42/MWh (all  years). The $42/MWh assumption is conservative as other CCEs are currently signing PPAs for the  output of solar projects with flat contract prices of near $30/MWh.    Consistent with the base case, the alternative scenario assumes a long‐term renewable PPA price  of $42/MWh in 2021 through 2026. However, the power cost model was updated to assume that  lower priced long‐term renewable PPA prices are slowly layered in beginning in 2027. In 2027 the  average long‐term renewable PPA price was reduced to $40/MWh. It is assumed that long‐term  February 26, 2019 Item #6 Page 35 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 27  renewable contracts with lower fixed prices continue to be layered in and decrease the average  long‐term renewable PPA price to $39.5/MWh in 2028, $37.5/MWh in 2029 and $35.5/MWh in  2030.  While the $2/MWh decreases in 2028 and 2029 may seem relatively large, the $35.5/MWh  price in 2030 is still $5 to $6/MWh greater than the prices at which existing CCEs are currently  executing contracts.  Therefore, the updated long‐term renewable PPA prices are still fairly  conservative.      The base case assumes that the majority of renewable energy purchases are made at short‐term  renewable contract prices. Specifically, during the first three years of operation all renewable  energy is acquired through short‐term renewable PPAs. The amount of renewable energy  sourced to long‐term renewable PPAs increased to 10 percent in year 4, 20 percent in year 5 and  25 percent in years 6 through 20.     In the alternative power supply scenario, the amount of renewable energy that is sourced to  long‐term renewable PPAs is increased. It is assumed that all renewable energy is acquired  through short‐term PPAs in the first two years of operation. The amount of renewable energy  assumed to be acquired through long‐term renewable PPAs was increased to 50 percent in year  3, 55 percent in year 4, 60 percent in year 5 and 65 percent in years 6 through 20.      The revised assumptions regarding a) the amount of renewable energy purchased through long‐ term renewable energy PPAs and b) the prices at which renewable energy is purchased are  illustrated below in Exhibit 11.       February 26, 2019 Item #6 Page 36 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 28  Exhibit 11  Alternative Renewable Energy Prices and Composition      The updated renewable energy PPA prices allow the CCE to reach its Renewable Portfolio  Standard and rate savings targets. Exhibit 12 below compares the 20‐year levelized costs of the  portfolios with the lower renewable energy PPA pricing assumptions included in the alternative  scenario to the portfolio costs included in the Study’s base case.  The portfolio costs in the  alternative renewable PPA pricing scenario are shaded in orange and have a “B” notation. The  levelized cost power in the “SDG&E Equivalent” portfolio decreased from $0.075 per kWh to  $0.067 per kWh. As can be seen in Exhibit 12, the levelized costs for the “100% Renewable by  2030” and “100% Renewable” portfolios also decreased compared to the levelized costs included  in the Study.         0.00% 10.00% 20.00% 30.00% 40.00% 50.00% 60.00% 70.00% 0 20 40 60 80 100 120 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039$/MWh% of Renewables at LT Prices ST Renewable PPA Price Blended Renewable PPA Price LT Renewable PPA Price February 26, 2019 Item #6 Page 37 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 29  Exhibit 12  Alternative Renewable Pricing Scenario  20‐year Levelized Costs      The reduced renewable energy PPA prices included in the alternative scenario more accurately  reflect the resource portfolio of a functioning CCE. Reducing the assumed renewable energy  contract prices, results in decreases in projected annual purchased power costs.  The decreases  in purchased power costs allow the CCE to “lock in” overall cost savings relative to SDG&E.  Appendix C provides annual financial proforma results, including estimated rate savings for the  CCE, for the alternative renewable PPA pricing scenario.       February 26, 2019 Item #6 Page 38 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 30  RPS Portfolio    Exhibit 13 below shows the power supply portfolio that would be used to serve load in an RPS  Portfolio.      Exhibit 13  RPS Portfolio: Meet RPS Targets (aMW)      *Average annual megawatt or aMW is equal to annual megawatt‐hours divided by the number of hours in a year.    The share of renewable energy increases each year along with California’s RPS requirements.  In  all three portfolios it is assumed that local renewables would begin serving load in year five of  operation (2026). It is assumed that 10% of renewable energy is purchased via local renewables,  as opposed to non‐local large‐scale renewables, in all four portfolios.    The source of the “market” purchases shown above in Exhibit 11 is unspecified.  These market  purchases could ultimately be sourced to a mix of renewable and non‐renewable resources based  on the availability of surplus resources in California and resources bid into CAISO for balancing  energy purchases.  For this Study’s purposes, “market” purchases are assumed to be sourced to  non‐renewable generating facilities.    The “GHG‐Free Market PPA” purchases shown above in Exhibit 11 are market purchases that are  sourced to hydroelectric generating facilities.  These market purchases would be procured  through long‐term PPAs.  The cost of hydro power is assumed to be greater than the cost of  unspecified market purchases.  The premium of $0.0004/kWh applied to the cost of hydro power  is discussed above in the “Resource Portfolios” section.       February 26, 2019 Item #6 Page 39 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 31  SDG&E‐Renewable Equivalent Renewables Portfolio    In this portfolio, the renewable energy purchases match the expected SDG&E renewable share  based on recent information.24  In Exhibit 14, the green and orange bars show renewable energy  purchases (44%).  Renewable energy purchases in 2021 through 2023 are greater than the RPS  minimum requirement of 33%.     Exhibit 14  SDG&E‐Renewable Equivalent Renewables Portfolio (aMW)     *Average annual megawatt or aMW is equal to annual megawatt‐hours divided by the number of hours in a year.                                                               24 http://www.energy.ca.gov/pcl/labels/2016_index.html  February 26, 2019 Item #6 Page 40 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 32  100% Renewable by 2030 Portfolio    In this portfolio, a minimum of 50% of retail load is served by renewable resources through 2025,  75% through 2029 and 100% by 2030. Exhibit 15 illustrates this portfolio.    Exhibit 15  100% Renewable by 2030 Portfolio (aMW)    *Average annual megawatt or aMW is equal to annual megawatt‐hours divided by the number of hours in a year.         February 26, 2019 Item #6 Page 41 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 33  100% Renewable Portfolio    In this portfolio, 100% of retail load is served by renewable resources in all years. As shown below  in Exhibit 16 renewable energy purchases are the majority of the portfolio where market PPAs  and GHG‐Free Market PPAs are used only for load following.    Exhibit 16  100% Renewable Portfolio (aMW)   *Average annual megawatt or aMW is equal to annual megawatt‐hours divided by the number of hours in a year.    20‐Year Levelized Portfolio Costs    The 20‐year levelized costs have been calculated based on the base case assumptions detailed  above regarding resource costs and resource compositions under the three portfolios.  Exhibit 17  shows a breakdown of power, ancillary service and scheduling costs associated with each  portfolio.         February 26, 2019 Item #6 Page 42 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 34  Exhibit 17  20‐year Levelized Base Case Portfolio Costs ($/kWh)        As shown above, power costs under the three portfolios considered are fairly similar except for  the 100% renewable portfolio.  There is not a large variance in power costs between these  portfolios because the majority of power is supplied by market PPAs and renewable energy  purchases, which are very close in cost.    The 20‐year levelized costs shown above in Exhibit 17 are based on the base case renewable PPA  pricing assumptions. As discussed above, the base case renewable PPA prices are conservative  because the majority of renewable energy purchases are made at short‐term, rather than long‐ term, renewable contract prices and the base case long‐term renewable contract price is  relatively high compared to the price at which existing CCEs are currently transacting. The 20‐ year levlized portfolio costs were calculated using the  alternative renewable PPA pricing scenario  discussed above. A comparison of the 20‐year levelized costs under the base case and the  alternative scenario are shown below in Exhibit 18.       February 26, 2019 Item #6 Page 43 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 35  Exhibit 18  20‐year Levelized Portfolio Costs under the Base Case and Alternative Scenario ($/kWh)        The portfolio costs in the alternative renewable PPA pricing scenario have a “B” notation in  Exhibit 18. As shown above, the reduced renewable PPA prices result in a $0.008 to $0.009/kWh  decrease in 20‐year levelized costs.    Resource Strategy    The Partners’ electric portfolio may be managed by a third‐party vendor, at least during the initial  implementation period.  Through a power services agreement, the Partners can obtain full  service requirements electricity for its customers, including providing for all electric, ancillary  services and the scheduling arrangements necessary to provide delivered electricity.     After operations have begun, the Partners could decide to sign long‐term PPAs, which could  minimize the CCEs exposure to market prices and provide the CCE with the ability to increase the  renewable percentage over time. Additionally, it is recommended that the Partners engage with  a portfolio manager or schedule coordinator, who has expertise in risk management and would  work with the CCE to design a comprehensive risk management strategy for long‐term  operations. A portfolio manager or schedule coordinator would actively track the CCE’s portfolio  and implement energy source diversification, monitor trends and changes in economic factors  that may impact load, and identify opportunities for dispatchable energy storage systems or  automatic controls for managing energy needs in real‐time with the CAISO.    Once operational, the CCE will be subject to energy storage targets under AB 2514.  The California  Energy Storage Bill, AB 2514, was signed into law in September 2010 and established energy  0.068  0.060  0.069 0.062  0.075  0.066  0.007  0.007  0.007  0.007  0.007  0.007  0.000 0.010 0.020 0.030 0.040 0.050 0.060 0.070 0.080 0.090 SDG&E Equivalent SDG&E Equivalent "B" 100% Renewable by 2030 100% Renewable by 2030  "B" 100% Renewable100% Renewable "B" Power Ancillary Services $0.077/kWh $0.082/kWh $0.075/kWh $0.067/kWh $0.069/kWh $0.073/kWh February 26, 2019 Item #6 Page 44 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 36  storage targets for IOUs, CCEs, and other LSEs in September 2013. The applicable CPUC decision  established an energy storage procurement target for CCEs and other LSEs equal to 1% of their  forecasted 2020 peak load. The decision requires that contracts be in place by 2020 and projects  be installed by 2024.       February 26, 2019 Item #6 Page 45 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 37  Cost of Service  This section of the Study describes the financial pro forma analysis and cost of service for a CCE  for the Partners.  It includes estimates of staffing and administrative costs, consultant costs,  power supply costs, uncollectable charges, and SDG&E charges.  In addition, it provides an  estimate of start‐up working capital and longer‐term financial needs.      Cost of Service for CCE “Base Case” Operations    The first category of the pro forma analysis is the cost of service for a CCE for the Partners’  operations. To estimate the overall costs associated with CCE operations, the following  components have been included:     Power Supply Costs   Non‐Power Supply Costs   Staffing    Administrative costs   Consulting support   SDG&E billing and metering charges    Uncollectible costs   Reserves   New programs funding   Financing costs   Pass‐Through Charges from SDG&E   Transmission and distribution charges   Power Charge Indifference Adjustment (PCIA) charge    Once the costs of CCE operations have been determined, the total costs can be compared to  SDG&E’s projected rates. A detail of the various non‐power supply costs is included in Appendix  D.    Power Supply Costs    A key element of the cost of service analysis is the assumption that electricity would be procured under a power purchase agreement (PPA) for both renewable and non‐renewable power for an  initial period.  Power supply would likely be obtained by the CCE’s procurement consultant prior  to commencing operations.  The products and services required from the third‐party  procurement consultant are energy, capacity (System, Local and Flexible RA products),  renewable energy, GHG‐free energy, load forecasting, CAISO charges (grid management and  congestion), and scheduling coordination.     February 26, 2019 Item #6 Page 46 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 38  The calculated 20 year levelized cost of electric power supply, including the cost of the scheduling  coordinator and all regulatory power requirements, is estimated between $0.075 and $0.082 per  kWh as discussed in the previous chapter. This price represents the price needed to meet the  load requirements of the CCE customers while meeting required regulations and objectives of  the CCE.  The variation in price is a function of the desired level of renewable resources.      Three power supply scenarios are modeled for this Study have been discussed in previous  sections.  As a reminder the scenarios are:    (1) SDG&E Renewable Equivalent  (2) 100% Renewable by 2030  (3) 100% Renewable    Non‐Power Supply Costs    While power supply costs would make up the vast majority of costs associated with operating  the Partners’ CCE (roughly 80‐90% depending on the portfolio scenario), there are additional cost  components that must be considered in the pro forma financial analysis.  These additional non‐ power supply costs are described below.      Estimated Staffing Costs    Staffing is a key component of operating a CCE.  This Study assumes the Partners will proceed  with the JPA operating model.  All staffing costs are detailed in Exhibit 17.      The Partners’ CCE would have discretion to distribute operational and administrative tasks  between internal staff and external consultants in any combination. For this Study, two scenarios  are explored that are considered to be at the maximum and minimum of this spectrum. The first  option involves hiring internal staff incrementally to match workloads involved in forming the  CCE, managing contracts, and initiating customer outreach/marketing during the pre‐operations  period (Full Staff Scenario). In the alternative approach, the CCE would hire just four staff  internally and contract out the remaining work to consultants (Minimum Staff Scenario).  Throughout the rest of this Study, it is assumed that the Partners’ CCE will opt for the Full Staff  Scenario to be conservative in the Study’s economic analysis, but both options are discussed. The  Full Staff Scenario is likely the most‐costly option that the CCE could pursue and the details of the  staffing plan would be part of the JPA between partners.    Minimum Staff Scenario    To build the minimum staff possible to run the Partners’ CCE, all necessary tasks would be  completed by consultants on a contract basis.  It is assumed that these contracts would be  managed by the Executive Director and two in‐house staff, such as the Communication Outreach  Manager, a Director of Administration and Finance and a Director of Power Resources.  In  February 26, 2019 Item #6 Page 47 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 39  addition, consultants would have to be hired to manage the tasks not managed by full‐time staff.  This study focuses on the Full Staff Scenario described below, the Minimum staff scenario would  be lower cost to implement and therefore the Full Staff Scenario is more conservative.    Full Staff Scenario    Exhibit 19 provides the estimated staffing budgets for a full staff CCE scenario for the start‐up  period (Pre‐launch in 2020 through full operating in 2021). Staffing budgets include direct salaries  and benefits.  Prior to program launch, it is assumed that an operating team would be employed  per the example of other CCEs in California thus far to implement the launch of a CCE program.  This operating team typically includes an Executive Director, a Director of Administration and  Finance, a Communication Outreach Manager and a Director of Power Resources.  The remaining  functions would be filled as quickly as possible.      Exhibit 19  CCE Staffing Plan (Full Staff Scenario)  CCE Staff Positions  2020*  Pre‐launch  2021  Launch   Executive Director 1 1  Director of Marketing and Public Affairs 0 1  Account Service Manager 0 1  Account Representative 0 1  Communication Outreach Manager 1 1  Communication Specialist 0 1  Director of Power Resources 1 1 Director of Administration and Finance 1 1  Power Resource Analyst 0 1  Power Supply Compliance Specialist 0 1  Administrative Assistant 0 1  Total Number of Employees 4 11  Total Staffing Costs $389,299 $2,204,114  *Represents only partial year (6 months).    Based on this staffing plan, the Partners’ CCE would initially employ 4 staff members.  Once the  CCE launches, it is anticipated that staffing would increase to approximately 11 employees within  the first year of operation.           February 26, 2019 Item #6 Page 48 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 40  Administrative Costs    Overhead needed to support the organization includes computers and other equipment, office  furnishings, office space, utilities and miscellaneous expenses.  These expenses are estimated at  $28,000 during program pre‐start‐up. Office space and utilities are ongoing monthly expenses  that would begin to accrue before revenues from program operations commence, and are;  therefore, included in start‐up costs that would be financed.      It is estimated that the per employee start‐up cost is approximately $7,000.  This expense covers  computer and furniture needs.  An additional annual expense of $15,000 for office space, and  approximately $10,000 per year in office supplies and utilities costs is expected. Miscellaneous  start‐up costs of $102,000 are estimated for 2021 to address the general cost of mailing  notifications, meetings, communication and other start‐up activities. In addition, it is assumed  that computers would need to be replaced every 5 years.  Finally, additional miscellaneous  expense budgets are estimated for general start‐up costs in 2020. All administrative costs for  start‐up are shown in Exhibit 20.  These costs are based on other start‐up CCE operations.  These  costs are a very small portion of total operating costs that even a doubling of these costs from  the below assumptions would not change the Study findings.    Exhibit 20  Estimated Overhead Cost by Year (Full‐Staff Scenario)   2020 2021  Infrastructure Costs     Computers $20,000 $35,700   Furnishings $8,000 $14,280   Office Space $0 $15,300   Utilities/Other Office Supplies $0 $10,200  Miscellaneous Expenses $0 $102,000  Total Infrastructure Costs $28,000 $177,480    The above costs are based on a full staff scenario.  If the CCE determines in its business plan that  hiring consultants rather than staff would be more cost‐effective administrative costs would be  reduced improving the feasibility of the CCE.    Outside Consultant Costs    Consultant costs would include outside assistance for legal and regulatory work, communication  and marketing, data management, financial consulting, technical consulting and implementation  support.      CCE data management providers supply customer management system software, and oversee  customer enrollment, customer service, as well as the payment processing, accounts receivable  February 26, 2019 Item #6 Page 49 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 41  and verification services. The cost of data management is charged on a per customer basis and  has been estimated based on existing contracts for similar sized CCEs.  For this Study, the cost for  data management is estimated at $1.25 per customer per month.      In addition, estimated funding for other consulting support (such as HR, legal, customer service,  etc.) is provided.  These costs have been estimated based on the experience of start‐up consulting  costs at other CCEs. Exhibit 21 shows the estimated consultant costs except for data management  during the first three years.  Consultant fees are provided on a monthly and annual basis in  Appendix D.    Exhibit 21  Estimated Consultant Costs by Year   2020 2021 2022  Legal/Regulatory* $0 $374,500  $382,000   Communication 34,000 208,000 106,100  Financial Consulting** 61,200 124,800 127,300  Technical Consultant 255,000 520,200 530,600  Other Consulting/City Functions  76,500 312,100 159,200  Total Consultant Costs $426,700 $1,539,600  $1,305,200   *Legal/regulatory consulting refers only to legal counsel regarding CPUC compliance, filings, etc.  **Financial consulting includes legal fees for counsel on CCE financing.    The estimate for each of the services is based on costs experienced by other CCEs. Consultant  costs are increased by inflation every year.      SDG&E Billing & Metering Costs    SDG&E would provide billing and metering services to the CCE based on Schedule CCE:  Transportation of Electric Power to CCE Customers.  The estimated costs payable to SDG&E for  services related to the Partners’ CCE start‐up include costs associated with initiating service with  SDG&E, processing of customer opt‐out notices, customer enrollment, post enrollment opt‐out  processing, and billing fees.     Customers who choose to receive service from the CCE would be automatically enrolled in the  program and have 60 days from the date of enrollment to opt‐out of the program. A total of four  opt‐out notices would be sent to each customer. The first notice would be mailed to customers  approximately 60 days prior to the date of automatic enrollment. A second notice would be sent  approximately 30 days later.  Following automatic enrollment, two additional opt‐out notices  would be provided within the 60‐day period following customer enrollment.      Based on SDG&E’s current rate schedules, and CCE participation assumptions, SDG&E billing  charges would be approximately $389,000 annually and initial setup costs and noticing would be  on the order of $180,000 per year for 2020 and 2021, as shown in Exhibit 22.    February 26, 2019 Item #6 Page 50 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 42  Exhibit 22  Utility Transaction Fees   2020 2021 2022  Total SDG&E Billing Fees $0  $389,000  $390,000   Notification and Setup costs $180,000  $184,000  $0     Uncollectible Costs    As part of its operating costs, the CCE must account for customers that do not pay their electric  bill.  While SDG&E would attempt to collect funds, approximately 0.2% of revenues are estimated  as uncollectible.25  This cost is therefore included in the CCE operating costs, or expense budget.    Financial Reserves    The Partners’ CCE is assumed to receive capital financing during its start‐up through full  operation. After a successful launch, the CCE must build up a reserve fund that is available to  address contingencies, cost uncertainties, rate stabilization or other risk factors faced by the CCE.  Therefore, this Study assumes that the CCE would begin building its reserve immediately upon  launch.  After three full operating years, it is estimated that the CCE will have accumulated  enough reserves to cover three months of expenses.  This level of reserves represents the  minimum industry standard for electric utilities and would provide financial stability to assist the  CCE in obtaining favorable interest rates if additional financing is needed. After that point,  revenues that exceed costs could be used to finance a rate stabilization fund, new local  renewable resources, economic development projects and/or lower rates.  Exhibit 23 provides  the estimate of the reserves available for local programs or rate stabilization.                                                                 25 Based on SDG&E 2019 GRC uncollectible revenue as percent of total revenue.    February 26, 2019 Item #6 Page 51 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 43  Exhibit 23  Estimated Reserves Under Base Scenario   Assuming 2% Rate Discount Off SDG&E Rates      Cumulative   Surplus*  Operating Reserves  (4 months O&M)  Programs or Rate  Reduction  2020 $1,040,834  $1,040,834  $0   2021 $36,426,945  $36,426,945  $0   2022 $51,017,476  $35,446,407  $15,571,068   2023 $66,821,209  $35,527,660  $6,589,109   2024 $79,417,870  $36,925,937  $11,198,385   2025 $92,520,717  $38,577,598  $11,451,185   2026 $103,191,391  $39,892,548  $9,355,724   2027 $111,642,089  $41,286,828  $7,056,418   2028 $118,694,926  $42,703,313  $5,636,352   2029 $123,331,689  $44,179,264  $3,160,811   2030 $125,615,569  $45,642,936  $820,208   * Includes cash from financing    The new program funding amount decreases over time due to the conservative 1% growth in  SDG&E generation rates and persistently high PCIA.  After 2030, SDG&E stranded costs are  expected to decrease significantly as contracts expire (resulting in lower PCIA rates).  It is  expected that programs and rate discounts could be provided well beyond the term of this Study.  These financial reserves are documented in Appendix B.    Financing Costs    In order to estimate financing costs, a detailed analysis of working capital needs, as well as start‐ up capital, is estimated. Each component is discussed below.    Cash Flow Analysis and Working Capital    This cash flow analysis estimates the level of working capital that would be required until full  operation of the CCE is achieved.  For the purposes of this Study, it is assumed that the CCE pre‐ operations begin in July 2020.  In general, the components of the cash flow analysis can be  summarized into two distinct categories:     1. Cost of the CCE operations, and   2. Revenues from CCE operations.      The cash flow analysis identifies and provides monthly estimates for each of these two  categories.  A key aspect of the cash flow analysis is to focus primarily on the monthly costs and  revenues associated with the CCE and specifically account for the transition or “phase‐in” of the  CCE customers.    February 26, 2019 Item #6 Page 52 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 44    The cash flow analysis also provides estimates for revenues generated from the CCE operations  or from electricity sales to customers.  In determining the level of revenues, the cash flow analysis  assumes all customers are enrolled at the same time, based on the assumed participation rates,  and assumes that the CCE offers rates that provide a discount compared to projected SDG&E  rates corresponding to a total bill discount of 2% for each customer class.    The results of the cash flow analysis provide an estimate of the level of working capital required  for the CCE to move through the pre‐operations period.  This estimated level of working capital  is determined by examining the monthly cumulative net cash flows (revenues minus cost of  operations) based on payment terms, along with the timing of customer payments.      The cash flow analysis assumes that customers will make payments within 60 days of the service  month, and that the CCE would make payments to power suppliers within 30 days of the service  month. It is assumed that payments for all non‐power supply expenses would need to be paid in  the month they occur.  Customer payments typically begin to come in soon after the bill is issued,  and most are received before the due date. Some customer payments are received well after  the due date. Therefore, the 30‐day net lag in payment is a conservative assumption for cash  flow purposes.    For purposes of determining working capital requirements related to power purchases, the CCE  would be responsible for providing the working capital needed to support electricity  procurement unless the electricity provider can provide the working capital as part of the  contract services.  In addition, the CCE would be obligated to meet working capital requirements  related to program management, the CPUC Bond of minimum $180,00026 and a potential SDG&E  program reserve.  While the CCE may be able to utilize a line of credit, for this Study it is assumed  that this working capital requirement is included in the financing associated with start‐up funding.    A summary of working capital needs is presented below on Exhibit 24.      Exhibit 24  Working Capital Needs    2020  Pre‐Launch  2021  Launch   Bonding & Security Requirement (CPUC) $0.2 million ‐  SDG&E Program Reserve $0.6 million ‐  Start‐up Costs $1.2 million ‐  Working Capital (Cash Flow) ‐ $14.0 million  Total Capital Needed $ 2.0 million $14.0 million                                                            26 CPUC Decision 18‐05‐022    February 26, 2019 Item #6 Page 53 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 45  For comparison, Marin Clean Energy (MCE) started with $3.3 million in pre‐launch funding27 and  is now operating with $21.7 million in working capital.28 At initial launch MCE served electrical  load roughly equivalent to 80‐90% of the Partner CCE’s estimated load.29 Similarly, Sonoma Clean  Power (SCP) acquired $6.2 million in pre‐launch capital,30 and now maintains working capital  reserves of $25 million31 while serving 25% more than the Partner CCE’s estimated load.32 The  working capital needs after launch assumed in this Study are reflective of the experience of  successfully operating CCEs on a $/GWh basis.      Total Financing Requirements    The start‐up of the Partners’ CCE would require a significant amount of start‐up capital for three  major functions: (1) staffing and consultant costs; (2) overhead costs (office space, computers,  etc.)  and (3) CPUC Bond and SDG&E security deposits.      Staffing, consultant and other program initiation costs have been discussed previously.  In  addition, the Public Utilities Code requires demonstration of insurance or posting of a bond  sufficient to cover reentry fees imposed on customers that are involuntarily returned to SDG&E  service under certain circumstances.  SDG&E also requires a bond equivalent to the re‐entry fee  for voluntary returns to the IOU. This corresponds to the fees outlined in the CCE rate schedule  from SDG&E, which are $1.12/customer for 2018. In addition, the bond must cover incremental  procurement costs.  Incremental procurement costs are power supply costs incurred by the IOU  when a customer provides notice and returns to IOU bundled service.    For the Partners’ CCE, the total financing requirement, including working capital, during the pre‐ launch to full operations, are estimated to be approximately $2 million, with approximately  another $14 million following full enrollment.  With more flexible power payment terms and/or  customer payments of less than 60 days, capital requirements can be reduced by up to $7 million.    Current CCE Funding Landscape    The CCE market is rapidly expanding with increasingly proven success.  To date, there are twenty  operational CCEs in California and existing CCEs have demonstrated the ability to generate  positive operating results.  The early sources of that funded CCE start‐up capital costs were  community banks located in the CCE service territory, but now a mix of regional and large                                                          27https://www.mcecleanenergy.org/wp‐content/uploads/2016/01/MCE‐Start‐Up‐Timeline‐and‐Initial‐Funding‐ Sources‐10‐6‐14‐1.pdf  28https://www.mcecleanenergy.org/wp‐content/uploads/2016/09/MCE‐Audited‐Financial‐Statements‐2015‐2016.pdf  29https://www.mcecleanenergy.org/wp‐content/uploads/2016/01/Marin‐Clean‐Energy‐2015‐Integrated‐Resource‐ Plan_FINAL‐BOARD‐APPROVED.pdf  30 https://sonomacleanpower.org/wp‐content/uploads/2015/01/2014‐SCPA‐Audited‐Financials.pdf  31 https://sonomacleanpower.org/wp‐content/uploads/2015/01/2016‐05‐SCP‐Compiled‐Financial‐Statements.pdf  32 https://sonomacleanpower.org/wp‐content/uploads/2015/01/2015‐SCP‐Implementation‐Plan.pdf  February 26, 2019 Item #6 Page 54 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 46  national banks have shown increased levels of interest evidenced by additional banks submitting  proposals to CCEs looking for financing. As such, the Partners would likely have access to an  adequate number of potential financial counterparties.    As CCEs have successfully launched across the State and a more robust data set of opt‐out history  becomes available, the financial community has demonstrated an increased level of comfort in  providing credit support to CCEs.  Most programs that have launched to date and those in  development have relied on a sponsoring entity to provide support for obtaining needed funds.   This support has come in varied forms, which are summarized in Exhibit 25.      Exhibit 25  Forms of Support CCE Name Date  Pre‐Launch Funding  Requirement1 Funding Sources  Marin Clean  Energy    2010 $2‐ $5 million Start‐up loan from the County of Marin, individual  investors, and local community bank loan.  Sonoma  Clean Power 2014 $4 ‐ $6 million  Loan from Sonoma County Water Authority as well as  loans from a local community bank secured by a  Sonoma County General Fund guarantee.  CleanPowerSF 2016 ~$5 million Appropriations from the Hetch Hetchy reserve  (SFPUC).   Lancaster  Choice Energy 2015 ~$2 million Loan from the City of Lancaster General Fund.   Peninsula  Clean Energy 2016 $10 ‐ $12 million   PCE has also obtained a $12 million loan with Barclays  and almost $9 million with the County of San Mateo  for start‐up costs and collateral.  Silicon Valley  Clean Energy 2017 $2.7 million  Loans from County of Santa Clara and City members  $21 million Line of Credit with $2 million guarantee,  otherwise no collateral.   Clean Power  Alliance 2018 $41 million $10 million loan from Los Angeles County and $31  million Line of Credit from River City Bank.  Solana Clean  Energy 2018 N/A Vendor Funding  East Bay  Clean Energy 2018 $50 million Revolving Line of Credit from Barclays.  1 Source: Respective entity websites and publicly available information. These funds are representative of CCE  funding at different times of start‐up.       A review of the current state of options for obtaining funds for these initial phases is detailed  below:    Direct Loan from Cities – Any of the Partner cities could loan funds from its General Fund for all  or a portion of the pre‐launch through launch needs.  Start‐up funding provided by the cities  would be secured by the CCE revenues once launched.  The cities would likely assess a risk‐ appropriate rate for such a loan. This rate is estimated to be 4.0% to 6.0% per annum.     February 26, 2019 Item #6 Page 55 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 47  Collateral Arrangement from Cities – As an alternative to a direct loan from the cities, the cities  could establish an escrow account to backstop a lender’s exposure to the CCE.  The cities would  agree to deposit funds in an interest‐bearing escrow account, which the lender could tap should  the CCE revenues be insufficient to pay the lender directly.  The cities obligations would be  secured by CCE revenues collected once the CCE achieves viability.    Loan from a Financial Institution without Support – Silicon Valley Clean Energy Authority (SVCEA)  was able to use this option to fund ongoing working capital.  After member agencies funded a  total of $2.7 million in start‐up funds, SVCEA obtained a $20 million line of credit without  collateral.  This is the most common financing options used by emerging CCEs.  This arrangement  requires a “lockbox” approach with a power provider. A lockbox arrangement requires the CCE  to post revenues into a “lockbox” which power suppliers can access in order to get paid first  before the CCE.  This arrangement reduces the required reserves and collateral held by the CCE.      Vendor Funding – The CCE could negotiate with its power suppliers to eliminate or reduce the  need for supplemental start‐up and operating capital.  However, the vendor funding approach  can be less transparent as the vendor controls expenses and activities, and the associated cost  may outweigh the benefit of eliminating or reducing the need for bank financing. This method  was used by Solana Energy Alliance.    Revenue Bond Financing – This financing option becomes feasible only after the CCE is fully  operational and has an established credit rating.       CCE Financing Plan     While there are many options available to the CCE for financing, the initial start‐up funding is  expected to be provided via short‐term financing via a loan from a financial institution.  The CCE  would recover the principal and interest costs associated with the start‐up funding via  subsequent retail rate collections. This Study demonstrates that the CCE start‐up costs would be  fully recovered within the first three years of CCE operations.      The anticipated start‐up and working capital requirements for the Partners’ CCE through launch  are approximately $2.2 million. Once the CCE program is operational, these costs would be recovered through retail rate collections. Actual recovery of these costs would be dependent on  third‐party electricity purchase prices and the rates set by the CCE for customers.    Based on several recent examples of CCE’s obtaining financing for start‐up and operating costs,  this financial analysis assumes that the CCE would be able to obtain a loan for all $16 million with  a term of 5 years at a rate of 5.5%.  While the term of the loan is assumed to be 5 years, the  repayment period assumed is 3 years.  This is very conservative as most CCEs will operate on a  line of credit for the majority of working capital needs.     The detail of the base case cash flow analysis is provided in Appendix B.      February 26, 2019 Item #6 Page 56 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 48  Rate Comparison   This section provides a comparison of rates between SDG&E and the Partners’ CCE.  Rates are  evaluated based on the CCE’s total electric bundled rates as compared to SDG&E’s total bundled  rates.  Total bundled electric rates include the rates charged by the CCE, including non‐bypassable  charges, plus SDG&E’s delivery charges.     Rates Paid by SDG&E Bundled Customers    Customers served by SDG&E will pay a bundled rate that includes SDG&E’s generation and  delivery charges.  SDG&E’s current rates and surcharges have been applied to customer load data  aggregated by major rate schedules to form the basis for the SDG&E rate forecast.      The average SDG&E delivery rate, which is paid by both SDG&E bundled customers and CCE  customers, has been calculated based on the forecasted customer mix for the Partners’ CCE.  The  SDG&E rate forecast assumes that delivery costs will be based on SDG&E’s recent General Rate  Case (GRC) filing for 2019 to 2021.  Thereafter, it is assumed that the delivery costs will increase  by 2% per year based on inflation expectations.      Similarly, the average power supply rate component for SDG&E bundled customers has been  calculated based on the projected CCE customer mix.  Finally, the SDG&E generation rates have  been projected to increase based on the renewable and non‐renewable market price forecast,  and the state’s regulatory requirement for RPS, energy storage, and resource adequacy  objectives. It is projected that SDG&E‐owned resource and renewable cost escalation will be 1%  over the 10‐year analysis period.  SDG&E does not provide detailed cost information or power  supply price forecasts for the utility.  Based on SDG&E’s 2016 resource mix and RPS requirements,  50% to 60% of SDG&E’s resources come from market purchases and natural gas resources for  which costs grow based on market price changes. Market costs are expected to increase at a rate  of 1% to 3% annually.  The remainder of SDG&E’s resources are from high priced long‐term  renewable contracts.  While the cost of market purchases and natural gas are expected to  increase, the cost of the renewable portfolio is expected to decrease over time as SDG&E’s  current contracts expire and new lower cost renewable contracts are obtained.  The Study uses  a conservative 1% growth rate for SDG&E generation costs beginning in 2020.  This growth rate  is conservative compared with the growth rate utilized in the San Diego Feasibility Study (roughly  2.5%).  The SDG&E generation rate forecast can be seen in Exhibit 26.     February 26, 2019 Item #6 Page 57 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 49  Exhibit 26  SDG&E Generation Rate        Rates Paid by CCE Customers    The Study assumes that the Partner CCE’s rate designs would initially mirror the structure of SDG&E’s rates so that similar rates can be provided to CCE's customers and bill comparisons can  be made on an apples‐to‐apples basis. SDG&E is moving towards Time‐of‐Use (TOU) rates for all  customers and it is assumed that the CCE would follow this transition initially.  In determining the  level of CCE rates, the financial analysis assumes all customers are enrolled at the same time and  that the implementation phase costs are financed via start‐up loans.      In addition to paying the CCE’s power supply rate, CCE customers would pay the SDG&E delivery  rate and non‐bypassable charges also referred to as the Cost Responsibility Surcharge (CRS).  The  CRS is comprised of the following components: 1) Department of Water Resources Bond Charge  (DWRBC), 2) Ongoing Competition Transition Charge (CTC) and 3) Power Charge Indifference  Adjustment (PCIA). The DWRBC and CTC are charged to SDG&E’s bundled customers in the  SDG&E delivery charge.  It is therefore assumed that the CCE customers would pay these charges  as part of the delivery charges, as well.  As such, the only additional non‐bypassable charges that  are payable to SDG&E by the Partners’ CCE customers only is the PCIA.         0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12 0.14 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030$/kWhHistoric Generation Rate Forecast Generation Rate February 26, 2019 Item #6 Page 58 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 50  Power Charge Indifference Adjustment     The PCIA is an exit fee that is added to CCE rates to cover an IOU’s stranded costs associated with  energy purchases made to anticipated, but unrealized, demand because of customers leaving  bundled service to receive service from a CCE.      On October 11, 2018 the CPUC voted unanimously to revise the PCIA methodology adopting the  Alternative Proposed Decision (APD) methodology. This new methodology allows for more  utility‐owned resources to be included in the calculation and gets rid of the limits on cost recovery  previously embedded in the old PCIA methodology.  In addition, the new methodology allows for  reductions in the stranded cost due to the value of renewable energy and resource adequacy  provided by the resources.  The APD methodology is not completely final as a Phase 2 study will  commence in late 2018 to define some of the additional components of the methodology.   However, the IOUs filed their 2019 PCIA calculations using the new methodology and current  market conditions.  The forecast below incorporates the latest decision, market conditions, and  forecast stranded costs for departing SDG&E customers as seen in Exhibit 27.        As the chart shows, the PCIA drops significantly in the later years as SDG&E’s existing power  supply contracts and resources expire.    Exhibit 27  SDG&E PCIA/CTC Forecast         0.0000 0.0050 0.0100 0.0150 0.0200 0.0250 0.0300 20192020202120222023202420252026202720282029203020312032203320342035203620372038203920402041$/kWhPCIA/CTC ‐ APD 2018 PCIA Initial 2019 ERRA (Spring 2018) February 26, 2019 Item #6 Page 59 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 51  Retail Rate Comparison    Based on the CCE’s projected power supply costs, PCIA, operating costs, and SDG&E’s power  supply and delivery costs, forecasts of CCE and SDG&E total rates are developed.  The analysis  balances the rate discount, collection of reserves and the share of renewable and GHG‐free  resources purchased.  If the discount is too high, the CCE will not be able to collect sufficient  reserves to meet reserve targets within the first 3‐4 years.  If it is assumed that the CCE will  purchase 100% renewable energy, then rates will have to be set close to SDG&E’s rates in order  for the CCE to collect sufficient revenues to meet costs and reserve requirements.     The rate forecasts are illustrated below in Exhibit 25.  A rate discount of 2% is targeted for the  SDG&E‐Equivalent Renewable Portfolio and the 100% Renewable by 2030; therefore, those rates  are equivalent in Exhibit 25.  The 100% Renewable Portfolio rates are calibrated to closely match  SDG&E rates while collecting the reserves needed for CCE operation.   Exhibit 28 shows that the  CCE could potentially offer 100% renewable energy at rates equal to SDG&E.      Exhibit 28  Average Total Retail Rate Comparison – With Savings Targets      Based on estimated CCE discounts, Exhibit 29 provides a comparison of the indicative bundled  rates for CCE products based on the projected 2021 SDG&E rates.  These indicative rates are  calculated as a percentage off SDG&E’s bundled rates. The CCE rates calculated in this Study are  for comparison purposes only. Under formal operations, the CCE policymakers would determine  the actual rates offered to its customers.      0.25 0.26 0.27 0.28 0.29 0.3 0.31 0.32 0.33 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030$/kWhSDG&E Rate SDG&E‐Equivalent Renewable Portfolio 100% Renewable by 2030 100% Renewable February 26, 2019 Item #6 Page 60 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 52    Exhibit 29  Bundled Rate Comparisons  $/kWh      Rate Class 2021 SDG&E *  SDG&E  Equivalent  Renewable   100%  Renewable by  2030  100%  Renewable   Residential  0.3494 0.3480 0.3480 0.3494  Small Commercial 0.2233 0.2317 0.2317 0.2233  Medium Commercial 0.2303 0.2203 0.2203 0.2303  Street Lights 0.2388 0.2390 0.2390 0.2388  Agriculture 0.1322 0.1325 0.1325 0.1322  Total 0.2854 0.2797 0.2797 0.2854  Initial Rate Savings in 2021 from  SDG&E Bundled Rate  2.00% 2.00% 0.00%  *SDG&E bundled average rate projections based on SDG&E’s 2018 Rates.    A financial proforma in support of these rates can be found in Appendix B.          February 26, 2019 Item #6 Page 61 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 53  Environmental and Economic Impacts  This section provides an overview of the potential environmental and indirect economic impacts  to the San Diego area from the implementation of a CCE in the four Cities. In addition, potential  future programs that could be offered by the CCE are outlined.     Impact of Resource Plan on Greenhouse Gas (GHG) Emissions    At this time, SDG&E’s resource mix is 43%33 GHG‐free due to power supply from renewable  resources.  The passing of SB100 accelerates the Renewable Portfolio Standard (RPS) obligations  for retail sellers (investor‐owned utilities (IOUs), CCEs, energy service providers (ESPs), and Public  Owned Utilities (POUs)) as follows:  a) from 40% to 44% by 2024;  b) from 45%t to 52% by 2027; and  c) From 50% to 60% by 2030.  The bill also establishes state policy that RPS‐eligible and zero‐carbon (Clean Energy) resources  supply 100% of all retail sales of electricity to California end‐use customers no later than  December 31, 2045.  SDG&E is therefore expected to be 60% renewable and GHG free by 2030  and 100% GHG free by 2045.   As outlined in the Resource Portfolio section above, the CCE portfolio scenarios assumed that the  CCE’s resource portfolio is at least 80% GHG‐free in all years. In the “SDG&E‐Equivalent Portfolio”  it is assumed that the Partners’ CCE resource portfolio is 80% GHG‐free in all years. In the “100%  Renewable By 2030 Portfolio” it is assumed that the CCE’s resource portfolio is 80% GHG‐free in  2021 and that the GHG‐free resources increase each year after 2021 until 2030 when GHG‐free  resources are 100%. In the “100%  Renewable Portfolio” it is assumed that the CCE’s resource  portfolio is 100% GHG‐free in 2021 and remains 100% GHG‐free through 2030.    The remaining non‐GHG‐free energy would generate amounts of GHG emissions as outlined in  Exhibit 30. The average portfolio GHG‐free percentage over the ten‐year study period (88%) was  used for this calculation, to account for the higher GHG‐free levels in later years.  Average annual  emissions from the three portfolios for 2021‐2030 are presented below. In each case, it was  assumed that the full CCE load (1,542 GWH) was in each portfolio. In other words, if, for example,  the CCE decides to offer both 100% Renewable and 50% Renewables products and some  proportion of customers fall into each product bucket, the emissions would fall somewhere  between 222,000 and 272,000 metric tons of CO2e/year.                                                            33 http://www.energy.ca.gov/pcl/labels/2016_index.html  February 26, 2019 Item #6 Page 62 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 54  Exhibit 30  Comparison of Average Annual GHG Emissions from Electricity, by Resource Portfolio (2021‐2030)     SDG&E  Equivalent  Renewable  Portfolio  100%  Renewable  by 2030  100%  Renewable SDG&E  Avg./GHG Share 80% 89% 100% 60%  Avg. Emissions (Metric Tons CO2) 109,000 61,000  ‐     218,000   Difference SDG&E 60% Portfolio (Metric  Tons CO2) 109,000 157,000 218,000    Savings expressed as Number of Cars Off  the Road1 24,000 34,000 47,000 0  1 Passenger cars, based on 4.6 metric tons of CO2 per year assuming 22 mpg and 11,500 miles per year.  Local Resources/Behind the Meter CCE Programs  The CCE would have the option to invest in a range of programs to expand renewable energy use  and enhance economic development in the Partner cities. Increased renewable energy use can  be accomplished by supporting customers wishing to own small renewable generation (net  energy metering), purchasing from small local for‐profit renewable generators (feed‐in tariffs),  purchasing renewable resources directly, or supporting electric vehicle use. Each of these  programs also yields economic development benefits by stimulating spending locally and saving  local customers money. Economic development can also be accomplished by providing additional  support for low‐income customers or extra support for new or growing businesses. The following  sections discuss these programs.    Economic Development Rate Incentive    There are several programs that CCEs can offer to stimulate indirect local economic development  in their service area. One is a special economic development rate to encourage job providers to  locate within the CCE jurisdiction.     Another type of program that promotes economic development is to provide incentives for  businesses to locate in the service area, remain there, or expand.  For instance, the CCE could  offer rebate programs or fund infrastructure costs for the business to target the business sectors  of interest to their service area.  If, for example, a large industrial customer would like to locate  within the CCE service area, increased efficiency may result in decreased costs to all other  customers due to overhead cost sharing, thus an incentive could be paid to the new industrial  customer.      Net Energy Metering (NEM) Program    The CCE could establish a Net Energy Metering (NEM) program for qualified customers in their  service territory to encourage wider use of distributed energy resources (DER) such as rooftop  February 26, 2019 Item #6 Page 63 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 55  solar.  NEM programs allow energy customers who generate some or all of their own power to  sell excess generation to the grid and benefit from a credit for those sales when they become a  NEM consumer.    SDG&E currently offers a NEM program in which customers receive an annual “true‐up”  statement at the end of every 12‐month billing cycle. This allows customers to balance credit  earned in summer months (when solar energy generation is highest) with charges accrued in the  winter (when solar generation is lower, and customers rely more on SDG&E’s bundled service).  Customers earn power credits at the value of electricity and the value of renewable energy  credits, though they are not paid for excess generation. Credits unused at the end of each year  expire. This policy therefore incentivizes customers to limit the size of their generation system,  as excess generation supplied to the grid will not provide a return.    All of the CCEs currently operating in California also offer NEM programs, and three of the most  recently operational CCEs have offered them at the launch of service.34  All of these CCE‐managed  NEM programs offer greater incentives for customers in their service area to invest in more and  larger Distributed Energy Resources (DER). Higher incentives up to the full retail rate have been  offered.  This has the benefit of increasing the supply of renewable resources available to these  CCEs as well as encouraging high participation rates among current and potential NEM  customers.  The Partner cities would have the option to implement a similar NEM program and  the ability to stimulate local economic development in the form of new DER system investments  and associated business activity.    Feed‐in Tariffs    Feed‐in tariffs (FIT) offer terms by which electric service providers such as IOUs and CCEs  purchase power from small‐scale renewable electricity projects within their service territory. In  contrast with NEM programs, which typically target owners of homes and small businesses who  wish to install a rooftop photovoltaic (PV) system, FIT programs target owners of larger  generation projects, in the range of 0.5‐3 MW.  These could be larger rooftop photovoltaic (PV)  systems located at industrial sites or ground‐mounted solar shade structures in parking lots. In  developing a FIT program of its own, the Partners’ CCE could incentivize customers in their service  area to develop local renewable resources.     Local Generation Resources Development    A final option to drive investment in local renewable generation resources within the CCE service  area is for the CCE itself to build or acquire generation resources. For example, Marin Clean  Energy (MCE) currently has 10.5 MW of CCE‐owned local solar PV projects under development                                                          34https://pioneercommunityenergy.ca.gov/home/nem‐solar/,https://www.poweredbyprime.org/faq,  http://www.applevalley.org/home/showdocument?id=18607    February 26, 2019 Item #6 Page 64 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 56  and is planning to develop or purchase up to 25 MW of locally constructed, utility scale renewable  generating capacity by 2021.35 This model of CCE‐owned resources provides CCEs with a  guaranteed renewable power source as well as local economic stimulus.    Electric Vehicle (EV) Programs and Charging Stations    Encouraging electric vehicle use can both increase load serving entity (“LSE”) total load and  simultaneously reduce greenhouse gas emissions within its service area. Many LSEs offer special  rates for electric vehicle charging.  SDG&E offers two non‐tiered, time‐of‐use (TOU) plans for  electric vehicle charging: EV‐TOU‐2 and EV‐TOU‐5 which combines the loads of vehicle charging  with the load of the residence. The two programs offer different TOU periods. EV‐TOU customers  install a separate meter explicitly for vehicle charging.36 TOU rates encourage vehicle charging at  times when energy is cheapest, or system load is lowest. MCE offers a similar program for their  customers with lower rates than the IOU.37    In addition to targeted rate programs, CCEs can encourage electric vehicle use by investing in  local electric vehicle charging stations. Silicon Valley Power (SVP) opened the largest public  electric vehicle charging center in the State in April 2016. The facility features 48 Level 2 chargers  and one DC Fast Charger.38  Sonoma Clean Power (SCP) also provided qualified customers with  incentives to purchase EVs in 2016 and continued the program in 2017.39  The Partners’ CCE could  invest in similar projects to promote electric vehicle use within its service area.      Low Income Programs    SDG&E offers assistance to low‐income customers on both one‐time and long‐term bases. For  customers in need of sustained assistance, SDG&E offers rates that are up to 30% lower for  qualifying households under the California Alternate Rate Energy (CARE)40 program. The CARE  program is mandatory for IOUs per California Public Utilities Code 739.1. The program is set up  for electric corporations that have 100,000 or more customer accounts to provide 30‐35%  discount on electric utility bills on households that are at or below 200% of the federal poverty  line. Funding for CARE is collected on an equal cents/kWh basis from all customer classes except  street lighting.  This program, like other SDG&E low income programs, would continue to be  available to CCE customers through SDG&E.                                                            35https://www.mcecleanenergy.org/wp‐content/uploads/2017/11/MCE‐2018‐Integrated‐Resource‐Plan‐FINAL‐ 2017.11.02.pdf  36  https://www.sdge.com/residential/pricing‐plans/about‐our‐pricing‐plans/electric‐vehicle‐plans   37 https://www.mcecleanenergy.org/electric‐vehicles/  38 http://www.siliconvalleypower.com/Home/Components/News/News/5036/2065  39 https://sonomacleanpower.org/sonoma‐clean‐power‐launches‐ev‐incentive‐program/ 40 https://www.sdge.com/residential/pay‐bill/get‐payment‐bill‐assistance/assistance‐programs  February 26, 2019 Item #6 Page 65 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 57  In addition, the Family Electric Rate Assistance (FERA) Program can provide a monthly discount  on electric bills. This program is designed for income‐qualified households of three or more  persons. Finally, the California Department of Community Services and Development (CSD)  oversees a federal program, Low‐income Home Energy Assistance Program (LIHEAP), which  offers help for heating or cooling homes and help for weatherproofing homes.    At present, most California CCEs simply match their incumbent IOU’s low‐income programs, as  in the case of MCE and SCP.  The Partners’ CCE would provide the same support to low‐income  customers as does SDG&E.      Economic Impacts in the Community  The analyses contained in this Study of forming a four‐city CCE has focused only on the direct  economic effects of this formation.  However, in addition to direct effects, indirect  microeconomic effects are also expected.      The indirect effects of creating a CCE include the effects of increased commerce and disposable  income.  Within this Study, an input‐output (IO) analysis is undertaken to analyze these indirect  effects.  The IO model estimated the impact in the economy of forming a CCE that would lead to  lower energy rates for the CCE customers.  Three types of indirect impacts are analyzed in the IO  model.  These are described below.    Local Investment – The CCE may choose to implement programs to incentivize investments in  local distributed energy resources (DER).  Partners in the CCE may choose to invest in local DER  generation projects.  These resources can be behind the meter or community projects where  several customers participate in a centrally located project (e.g. “community solar”).  This  demand for local renewable resources would lead to an increase in the manufacturing and  installation of DER, and lead to an increase in employment in the related manufacturing and  construction sectors.      Increased Disposable Income – Establishing a CCE would lead to reduced customer rates for  energy, more disposable income for individuals, and greater revenues for businesses. These cost  savings would then lead to more investment by individuals and businesses for personal or  business purposes. This increase in spending would then lead to increased employment for  multiple sectors such as retail, construction, and manufacturing.    Environmental and Health Impacts – With the creation of a CCE, other non‐commerce indirect  effects would occur. These may be environmental, such as improved air quality or improved  human health due to the CCE utilizing more renewable energy sources, versus continuing use of  traditional energy sources which may have a greater GHG footprint.  While a change in GHG  emissions is not modeled directly in economic development models used in this Study, the  February 26, 2019 Item #6 Page 66 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 58  reduction of these GHG emissions are captured in indirect effects projected by the models to the  extent that carbon prices are accounted for in the input‐output matrix.41    Input‐Output Modeling (IO Modeling) – County‐wide electric rate savings and growth in  manufacturing jobs and other energy intensive industries are expected to spur economic  development impacts. Exhibit 30 shows the effect $9 million in rate savings could have on the  County economy as estimated in the San Diego County IMPLAN model.42 The $9 million rate  savings represents the minimum annual bill savings projected to occur once the CCE has achieved  full operation if all of the Partner cities are included (SDG&E‐Equivalent Renewable portfolio).   The IMPLAN model is an IO model that estimates impacts to an economy due to a change to  various inputs such as industry income, supply costs, or changes to labor and household income.   Both positive and negative impacts can be measured using IO modeling.  IO modeling produces  results broken down into several categories.  Each of these is described below:     Direct Effects – Increased purchases of inputs used to produce final goods and services  purchased by residents.  Direct effects are the input values in an IO model, or first round  effects.   Indirect Effects – Value of inputs used by firms affected by direct effects (inputs).  Economic  activity that supports direct effects.   Induced Effects – Results of Direct and Indirect effects (calculated using multipliers).   Represents economic activity from household spending.   Total Effects – Sum of Direct, Indirect, and Induced effects.   Total Output – Value of all goods and services produced by industries.     Value Added – Total Output less value of inputs, or the Net Benefit/Impact to an economy.   Employment – Number of additional/reduced full time employment resulting from direct  effects.    This Study uses Value Added and Employment figures to represent the total additional economic  impact of the rate savings associated with CCE formation.    The projected rate savings are modeled for residential, commercial, industrial, and agricultural  sectors.  For residential, the rate savings are modeled at different household income levels to  estimate the impact on the economy from reduced bills.  Estimated household income  distribution is based on the income percentiles from the statistical atlas for San Diego County.43                                                           41 Decreased health care costs have been modeled to make a major contribution to the local economy. e.g., DT  Shindell, Y. Lee & G. Faluvegi, Climate and health impacts of US emissions reductions consistent with 2 °C; Nature  Climate Change volume 6, pages 503–507 (2016)  42 http://www.implan.com/  43 Statistical Atlas.  San Diego, California.  Available online:  https://statisticalatlas.com/county/California/San‐ Diego‐County/Household‐Income data from U.S. Census Bureau.    February 26, 2019 Item #6 Page 67 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 59  Exhibit 31 summarizes the high‐level breakdown for income distribution within the county  compared with the rest of the State.      Exhibit 31  Household Income Distribution, San Diego County and California44    The change in household income assumes that all households are impacted proportionately;  however, in practice lower income households typically see the most significant benefit due to  the disproportionate amount of total household income that goes to costs associated with  household electricity use.  Generally, lower income families are not able to reduce their utility  bills as easily through efficiency upgrades or modified behavior due to lack of disposable income.   Therefore, the overall impacts are likely underestimated.      Non‐residential impacts are estimated using top 16 industries in Encinitas, Oceanside, Carlsbad,  and Del Mar.  Rate savings are allocated to each industry based on the share of revenue.  This  method assumes that energy use is positively correlated with industry revenue.  Major  agricultural activities in the County include nursery products, avocados, lemons, limes, tomatoes,                                                          44 Normalized with respect to standard interval of $5k.  Gray areas represent percentile bands from the counties in  California.  © OpenStreetMap contributors Available online: https://statisticalatlas.com/county/California/San‐ Diego‐County/Household‐Income  February 26, 2019 Item #6 Page 68 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 60  and herbs.  Major commercial and industrial industries include government, healthcare, retail,  manufacturing, construction, professional and scientific services, finance, accommodation and  food services, and wholesale trade.    Exhibit 32 details the macroeconomic impacts anticipated from the 2% savings in the generation  rate after forming the CCE. The total Value Added for one year of rate savings is estimated at $7.7  million.  Finally, the rate savings are estimated to produce an additional 109 full time jobs.    Exhibit 32 $9 Million Rate Savings Effects on the San Diego County Economy1  Impact Type Employment Labor Income Total Value Added Output Direct Effect 50.7 $2,473,000 $2,508,000 $4,613,000 Indirect Effect 10.7 $641,000 $1,039,000 $1,740,000 Induced Effect 47.4 $2,273,000 $4,146,000 $6,712,000 Total Effect 108.8 $5,387,000 $7,694,000 $13,065,000 1.  Full impacts to San Diego county are estimated, it can be expected that a large share of these impacts  would be realized within the 4 jurisdictions.    These savings are based on the economic construct that households would spend some share of  the increased disposable income on more goods and services. This increased spending on goods  and services would then lead to producers either increasing the wages of their current employees  or hiring additional employees to handle the increased demand. This in turn would give the  employees a larger disposable income which they spend on goods and services and thus  repeating the cycle of increased demand.  In addition, reduced inputs to production for non‐ residential electric customers would allow companies to invest in other areas to promote growth  such as hiring new employees, offering additional training, and purchasing upgraded equipment.       February 26, 2019 Item #6 Page 69 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 61  Sensitivity and Risk Analysis  The economic analysis provides a Base Case scenario for forming a CCE.  This Base Case is  predicated on numerous assumptions and estimates that influence the overall results.  This  section of the Study will provide the range of impacts that could result from changes in the most  significant variables for the portfolios described in the Power Supply Strategy and Cost of Service  sections of this Study.  In addition, this section will address uncertainties that should be  addressed and mitigated to the maximum extent possible.    The following analysis is an overview of risks and their relative severity, followed by discussion of  each factor.  For variables where uncertainty is quantified, key assumptions are discussed, and a  reasonable range of outcomes is established.  The range in variable assumptions is meant to  reflect probable futures, but do not demonstrate the full scope of possible outcomes.  The CCE’s  rate impacts are estimated using a range of likely outcomes and presented in a scenario analysis.    When evaluating risks, it is important to note that power supply costs are approximately 56  percent of the total costs, SDG&E non‐by‐passable (PCIA/CTC) charges account for 35 percent,  and operating costs account for 9% of total CCE revenue requirement.  The figure below (Exhibit  33) illustrates this breakdown of CCE costs.  Exhibit 34 provide discussion of each risk factor.    Exhibit 33  Rate Comparison SDG&E Renewable‐Equivalent Portfolio  $0.00 $0.02 $0.04 $0.06 $0.08 $0.10 $0.12 $0.14 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030$/kWhPCIA/CTC Non‐Renewable Energy Renewable Energy Capacity Operating, Administrative & General Debt Service/Start‐Up Reserves SDG&E Generation Rate February 26, 2019 Item #6 Page 70 of 116 DRAFT  Community Choice Energy Technical Feasibility Study 62 Exhibit 34 Comparison of Risks, Mitigation Strategies, and Risk Severity  Risk Description Problem Mitigation Strategy Likelihood of Problem Severity of Problem Potential to “Suspend” CCE  1 SDG&E Rates and Surcharges SDG&E's generation rates decrease or its non‐bypassable charges (PCIA/CTC) increase • CCE rates exceed SDG&E • Increased customer opt‐out rate • Establish Rate Stabilization Fund• Invest in a balanced energy supply portfolio to remain agile in power market • Emphasize the value of programs, local control, and environmental impact in marketing High – most operating CCEs in California have undergone short periods of rate competition from the incumbent IOU. Medium ‐ CCEs have been able to buffer rate impacts using financial reserves, then adjust power supply to regain rate advantage. Medium – depending on the outcome of the PCIA proceeding, CCEs may become infeasible 2 Regulatory Risks Energy policy is enacted that compromises CCE competitiveness or independence  New costs incurred  Reduced authority  Coordination with CCE community on regulatory involvement  Hire lobbyists and regulatory representatives to advocate for CCE Low – existing regulatory precedent and a growing market share makes the likelihood of state policies that severely disadvantage CCEs low. High – a worst‐case scenario regulatory legislative decision limiting CCE autonomy or enforcing additional costs could hinder CCE viability. Medium – energy policy severe enough to make CCE infeasible is not likely. 3 Power Supply Costs Power prices increase at crucial time for CCE • CCE rates exceed SDG&E • Increased customer opt‐out rate • Long‐term contracts • Draw on CCE reserves to stabilize rates through price spike Low – market prices are unlikely to spike enough to make CCE financially infeasible prior to CCE launch. From that point on, the CCE can limit its exposure through contract selection. Medium – a poorly timed price spike combined with poor power supply contract management could require CCE to dig into reserves or delay launch. Low 4 SDG&E RPS Share SDG&E's RPS or GHG‐free power portfolio grows to match or exceed CCE 's Increased customer opt‐out rate • Increase renewable power portfolio • Emphasize rates and local programs in marketing Medium – SDG&E’s power portfolio is dynamic and could change rapidly as a Low – CCE would have capability to increase renewable energy purchases to match or exceed SDG&E if the Very Low – CCE is likely to respond effectively if this occurs. February 26, 2019Item #6 Page 71 of 116   DRAFT  Community Choice Energy Technical Feasibility Study 63  Risk Description Problem Mitigation Strategy Likelihood of Problem Severity of Problem Potential to “Suspend” CCE  result of other CCE departures. event occurs. In addition, CCE would promote other benefits of its service to customers. 5 Availability of RPS/GHG‐ free power Unexpectedly high market demand or loss of supply of renewable resources  CCE unable to provide target power products  Shift emphasis to GHG‐free or RPS resources depending on availability  Secure long‐term contracts  Invest in local renewable resources Low – power procurement providers are projecting a plethora of RPS and GHG‐free bids available on the market. Medium – if CCE were unexpectedly unable to procure enough RPS or GHG‐free power, it could emphasize other program strengths to retain customers until new resources came online. Low – negligible chance of occurring. 6 Financial Risks CCE is unable to acquire desired financing or credit  Slower or delayed program launch  Unable to build generation projects  Adopt gradual program roll‐out  Establish Rate Stabilization Fund  Minimize overhead costs  Low – CCEs have become sufficiently established in California, such that financing is almost certainly available. Medium – in the event CCE is limited in financing options, it can adopt a more conservative program design and gradual roll‐out. Low 7 Loads and customer participation Unprecedented opt‐out rate reduces competitiveness  Excess power contracts  Poor margins  Increase marketing  Reduce overhead   Expand to new customer markets  Consider merging with existing CCE Low – as CCEs have become more common in California, and CCE marketing firms more experienced, opt‐out rates have gone lower. Low –CCE would have numerous viable options in the event they suffer unexpectedly low participation. Low  February 26, 2019Item #6 Page 72 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 64  SDG&E Rates and Surcharges    Sensitivity analyses were conducted for two components of SDG&E rates. The delivery rates are  paid by both CCE and SDG&E bundled customers. As such, changes in delivery rates impact all  customers equally.    Generation Rate    SDG&E generation rates are projected to increase on average by 1% per year over the next 10  years based on the projected market prices, SDG&E’s resource mix and renewable resource  growth rates. To explore the impact in the case that SDG&E’s generation rate changes  significantly relative to the CCE’s generation cost, SDG&E’s generation rates was modeled in the  high and low case by incorporating higher and lower generation growth rates. This results in  SDG&E’s power supply average annual growth rate in the high case of +2% and in the low case of  ‐2%.      PCIA    When legislation was introduced to allow the formation of CCEs, it was recognized that the IOUs  currently serving the potential CCE customers may face stranded generation costs.  The PCIA  methodology was established by the CPUC as a means for IOUs to recover those stranded costs.   The PCIA faces several issues, however, including the source and transparency of data used for  the calculation and the fact that the PCIA level is variable and contains a great amount of  uncertainty.      The level of the PCIA, or other non‐bypassable charge that will potentially replace the PCIA, would  impact the cost competitiveness of the Partners’ CCE.  In order to be competitive, the CCE’s  power supply costs plus PCIA and other surcharges must be at or lower than SDG&E’s generation  rates.  Many factors influence the PCIA, but primarily the PCIA is determined by the cost of power  contracts and the cost to SDG&E of the departing load.  Uncertainties surrounding the PCIA  include methodology assumptions unique to SDG&E, as well as to what degree previously  acquired power contracts can be retired.   The potential for the PCIA to increase sharply occurs  when SDG&E must sell previously contracted power at times when wholesale power prices are  much lower. The PCIA also has potential to decrease since it reflects SDG&E’s own resources and  signed contracts obtained prior to load departure; once those contracts expire, the related PCIA  would disappear.  Therefore, over time the PCIA would vary, but it is expected that it would  decline as market prices increase and grandfathered contracts expire.     Forecasting the PCIA is difficult since key inputs are heavily redacted from the rate filings and  regulatory changes can significantly impact the PCIA.  The uncertainty associated with forecast  PCIA rates is modeled considering historic PCIA increases as well as the adopted methodology  used for the PCIA calculation (October 11, 2018).  In addition to the base case, a low and high  PCIA forecast are modeled.  The low scenario is 10% lower than the forecasted assumption.  In  February 26, 2019 Item #6 Page 73 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 65  the high scenario, the PCIA increases by the full cap of $0.005/kWh in the first 2 years then de‐ escalates at an average of 5% per year.       Regulatory Risks    There are numerous factors that could impact SDG&E’s rates in addition to the market price  impacts described above.  Regulatory changes, plant or technology retirements or additions, and  gas prices all can impact SDG&E’s rates in the future.  Regulatory issues continue to arise that  may impact the competitiveness of the Partners’ CCE.  The impact of these factors is difficult to  assess and model quantitatively.  However, California’s operating CCEs have worked aggressively  to address any potentially detrimental changes through effective lobbying at the California state  legislature and at the California Public Utilities Commission.     New legislation can also impact the Partners’ CCE.  For example, new legislation that recently  affected CCEs is SB 350.  The CCE‐specific changes reflected in SB 350 are generally positive,  providing for ongoing autonomy with regard to resource planning and procurement. CCEs must  be aware, however, of this legislation’s long‐term contracting requirement associated with  renewable energy procurement.  Specifically, CCEs are required to contract 65% of renewable  resources for 10 years or more by 2020.    In addition, there is a risk that additional capacity resource costs are pushed onto CCEs via the  Cost Allocation Mechanism (CAM).  The CCE would need to continually monitor and lobby at the  Federal, State and local levels to ensure fair and equitable treatment related to CCE charges.    Finally, SDG&E has asked lawmakers to introduce legislation (AB56) that would eventually result  in the IOU leaving the power supply business.  SDG&E is faced with losing half of its customers as  the City of San Diego is poised to launch its CCE program.  SDG&E is asking that the legislature  pass a bill that would create a way for the utility to sell long‐term power contracts to a “state‐ level electrical procurement entity.”  This entity could then re‐sell the contracts to other buyers.   Any difference in price would then become a non‐bypassable charge to former SDG&E bundled  customers.  The non‐bypassable charge would likely be similar to the PCIA/CTC and the PCIA/CTC  would no longer be in effect.  Because the state‐level procurement entity would be a public  agency, and be subject to a lower cost of capital, the new exit fee mechanism could result in  lower charges to electric customers.  These lower charges would benefit CCE customers.      Power Supply Costs    Ramping services are predominantly provided by natural gas‐fired generating resources. These  resources are capable of ramping generation levels up and down quickly to assure that resources  are equal to load requirements.  Therefore, wholesale market prices are driven largely by natural  gas prices.  In addition, the CCE’s power supply mix has been modeled according to different  levels of renewable energy.   Renewable energy costs are forecast for the base case; however,  several factors could influence future renewable energy costs including locational factors for new  February 26, 2019 Item #6 Page 74 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 66  facilities, transmission costs, technology advancements, changes in state and federal renewable  energy incentives, or changes in California or neighboring state RPS.    Since resource costs are based on forecast wholesale market and renewable market prices, it is  prudent to look at the sensitivity of the 20‐year levelized cost calculations to fluctuations in  projected prices.  Exhibit 35 below shows a summary of low, mid‐range, and high resource costs.    Exhibit 35  Power Supply Cost Sensitivity  Case RPS  SDG&E‐ Equivalent  Renewable  Portfolio   100%  Renewable by  2030  100%  Renewable  Low Case 0.0535 0.0537 0.0566 0.0602 Mid‐range 0.0746 0.0749 0.0765 0.0819 High Case 0.0993 0.0996 0.1014 0.1052   As discussed in the “Power Suppply Strategy and Costs” section of this Study, the Mid‐range  renewable energy costs are conservative in that they are greater than the cost of long‐term  renewable PPAs currently being executed in the region.  The Low Case renewable energy costs  are based on an assumption that the costs of renewable generating projects will, as expected,  continue to decline and the CCE would, over time, layer in PPAs sourced to the lower cost  renewable resources that will be developed over the next five to ten years.  The High Case  renewable energy costs are based on an assumption that the CCE is not able to secure PPAs  sourced to relatively new and lower cost renewable resources but, rather, signs PPAs sourced to  older renewable resources with higher costs.  The renewable costs in this case reflect the costs  of renewable resources that were developed three to five years or more ago.       The 20‐year levelized costs of each portfolio has been calculated using the range of resource costs  shown above.  The base case costs are depicted by the black dots in Exhibit 36, while the range  projected between the High Case and the Low Case are depicted by the blue bar.         February 26, 2019 Item #6 Page 75 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 67  Exhibit 36  Sensitivity of Portfolio 20‐year Levelized Costs $/kWh      The 100% Renewable portfolio, which relies on the most renewable energy purchases to serve  retail load, has the highest projected costs that range from a low of $0.060/kWh to a high of  $0.0105/kWh.  There is a low likelihood that renewable project costs would increase to the point  that 20‐year levelized costs of renewable purchases is near $0.0100/kWh.  It is far more likely  that decreases in solar equipment costs on a $/watt basis will continue. The 20‐year levelized  costs associated with the renewable PPA alternative pricing discussed in the “Power Supply  Strategy and Costs” fall below the black dots and within the blue bars shown above in Exhibit 36.      While renewable energy costs continue to decline, the potential for market PPA prices to increase  could be material.  Wholesale market prices are dependent on many factors, the most notable  of which is natural gas price.  Natural gas prices are at historic lows, and because natural gas‐ fired resources are often the marginal resource in the market, wholesale market prices have  followed.  Natural gas prices are subject to a variety of local, national and international forces  that could have a large impact on the current marketplace.  For example, increased regulation in  the natural gas industry with respect to the deployment of fracking technology could cause  decreases in natural gas supplies and commensurate increases in natural gas prices.  Additionally,  increased costs associated with carbon taxes and/or carbon cap and trade programs could also  cause upward pressure on wholesale market prices.      SDG&E RPS Portfolio    0.000 0.020 0.040 0.060 0.080 0.100 0.120 SDG&E‐Equivalent Renewable Portfolio 100% Renewables by 2030 100% Renewable$/KWhFebruary 26, 2019 Item #6 Page 76 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 68  There are several factors that may impact the share of renewable energy in SDG&E’s portfolio  over the next decade.  Customers departing SDG&E for CCE service throughout SDG&E territory  would have the effect of shrinking SDG&E’s load, thereby increasing the share of renewables  made up by SDG&E’s current RPS contracts.  Finally, SDG&E could further strive to compete with  CCEs in terms of the environmental impact of its power portfolio.  In combination, these forces  could drive up the share of renewable energy in SDG&E’s power mix to match or exceed the CCE’s  planned power mix.  To mitigate this risk, the CCE would have the option to acquire more  renewable energy in response to changes in SDG&E’s portfolio.    Availability of Renewable and GHG‐Free Resources    Often one of the goals of a CCE is to offer power products that are cleaner than those provided  by the IOU.  All of the portfolios developed for this Study are modeled at 80% to 100% GHG‐free.   As such, they include more renewable resources and exceed the share of GHG‐free resources in  SDG&E’s power supply portfolio, which is in the 40% to 50% range.      SDG&E does offer additional renewable choice to customers.  EcoChoice allows the customer to  sign up for “50% to 100% renewable power” as shown in Exhibit 37.45  This program is currently  closed to commercial customers.  EcoChoice has a minimum 1‐year enrollment term and charges  an exit fee if the customer decides to cancel participation.  EcoChoice currently results in a  discount off SDG&E’s standard rate, because new renewable resources are cheaper than the  existing resources committed to by SDG&E.  However, the EcoChoice customer will have to pay  the PCIA as would CCE customers.      Exhibit 37 EcoChoice Rates (Updated 01/01/2018)  Rate Component  Residential  ($/kWh)  Small  Commercial  ($/kWh)  M/L Commercial  and Industrial  ($/kWh)  Agriculture  ($/kWh)  Street  Lighting  ($/kWh)  Renewable Power Rate &  Program Costs & Transmission 0.07763 0.07763 0.07763 0.07763  0.07763  SDG&E's Average Commodity  Cost Adjustment (0.10138) (0.09934) (0.09943) (0.08293) (0.06691)  EcoChoice Differential (0.02375) (0.02171) (0.02180) (0.00530) 0.01072  PCIA 0.02267 0.02326 0.01810 0.01282  0.00000  Total Cost (0.00108) 0.00155 (0.00370) 0.00752  0.01072    For residential customers, the discount per kWh for participating in EcoChoice is $0.02375 per  kWh.  However, after applying the PCIA, this discount is reduced to $0.00108 per kWh.  The  results for SDG&E’s EcoChoice program over time are anticipated to be similar to the estimated  cost for the 100% renewable product from the CCE because any PCIA changes will impact both                                                          45 https://www.sdge.com/residential/savings‐center/solar‐power‐renewable‐energy/ecochoice  February 26, 2019 Item #6 Page 77 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 69  the CCE and the EcoChoice programs.  While the current estimate for the 80% renewable  program indicates that the cost will be 2% below SDG&E standard generation rate for all  customers, the 100% renewable program is at parity with the standard SDG&E rate.  Changes in  the PCIA will impact the EcoChoice program and likely result in EcoChoice rates that are above  SDG&E rates for all rate classes.      SDG&E’s EcoShare program allows the customer to contract directly with a renewable project  developer and purchase the rights to a portion of the output from a new local renewable  generating facility.   Customers participating in EcoShare will receive a credit on their SDG&E bill  reflecting the amount of renewable energy purchased through the developer. In addition, the  customer pays the PCIA and other program costs, such as the administrative costs.      The primary risk associated with a high renewable resource strategy is lack of sufficient  renewable resources at prices that would keep the CCE competitive with SDG&E.  The current  market has sufficient renewable resources available.  Utilities that submit requests for renewable  power supply receive bids that far exceed the requested amounts at prices that are very  competitive to non‐renewable market resources.  As RPS requirements and the share of  renewable resources in CCE portfolios are increasing, competition for renewable resources could  increase.  However, it is important to note that the CCE movement does not change the total  load.  Rather, the renewable resource timeline may just have accelerated until targets have been  reached.  Increased competition would result in increased prices once supply cannot meet the  demand, resulting in increased development of renewable resources.  In addition, the CCEs  would have the opportunity to aid in the development of renewable resources by fostering local  resource development.     Financial Risks    Starting a new venture carries financial risks that will have to be considered and mitigated before  proceeding with a CCE.  Depending on the organization structure, a third‐party may take on the  financial obligations of the CCE.  These include establishing start‐up financing, working capital  funding such as lines of credit, and entering into contracts with suppliers and consultants. Other  cities and counties have protected their General Funds by establishing JPAs or lockbox  arrangements with vendors.     The Partner cities could manage many of the financial risks associated with the uncertainty  surrounding a CCE start‐up.  While the goal is to provide clean power competitively with SDG&E,  the most important consideration to the third‐party financer is that the CCE can increase rates if  needed to ensure sufficient revenues are collected to meet costs.  In addition, the CCE can plan  carefully by minimizing staff initially and only growing as fast as the size of the CCE can support,  thus minimizing the fixed costs of operating the CCE.    The Partners’ CCE would need to manage the financial risk associated with power supply costs  by managing power market and load exposure through prudent hedging and power portfolio  February 26, 2019 Item #6 Page 78 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 70  management.  In addition, the establishment of rate stabilization reserves and sufficient working  capital can mitigate financial risks to the third‐party financer and to customers. The success of  existing CCEs in managing the financial challenges of a CCE start‐up and setting rates that are  competitive with the SDG&E and the other IOUs can be a valuable guide for the Partners’ CCE.    Loads and Customer Participation Rates    The Study bases the load forecasts on expected load growth, load profiles, and participation  rates.  In order to evaluate the potential impact of varying loads, low, medium, and high load  forecasts have been developed for the sensitivity analysis.     Another assumption that can impact the costs of the CCE is the overall CCE customer  participation rates.  This Study uses a conservative participation rate of 95% for residential  customers and 85% for non‐residential customers as its base case.  A higher participation rate,  such as has been experienced by all of California’s operating CCEs to date, would increase energy  sales relative to the base case and decrease the fixed costs paid by each customer.  On the other  hand, a reduced participation rate would increase the fixed costs to the CCE Partners.  For  reference, recent CCEs have experienced participation rates in the 90‐97% range.    Sensitivity to changes in projected loads has been tested for the high and low load forecast  scenarios.  For the sensitivity analysis, the high case assumes an additional 5% participation rate  for non‐residential customers, while the low case assumes the participation rate is reduced by  10% for all customers.  The low case assumes a 0% growth in energy and customers after 2019,  while the high scenario assumes a 1% growth in energy and customers.     The experience of existing CCEs suggest that only a small number of customers opt‐out.  For  example, PCE has an opt‐out rate of 2%, while CPA has a current opt‐out rate of 0.7%.  Once a  CCE is operating, the number of customers switching back to the incumbent IOU have also been  less than 5%.  In order to mitigate the potential switching of customers, it would be important  for the CCE to implement prudent power supply strategies to address potential load swings from  changes in participation and weather uncertainty, plus establish a rate stabilization fund.   Keeping rates low as well as providing excellent customer service would lead to strong customer  retention.     Sensitivity Results    Exhibit 38 provides the results of the sensitivity analysis for the SDG&E Equivalent Renewable  Portfolio (Base Case), which is the most likely portfolio for the CCE to pursue initially given its  goals.         February 26, 2019 Item #6 Page 79 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 71  Exhibit 38 Base Case Portfolio – Bundled Rates ($/kWh)  10‐Year Levelized Average System Rate      Exhibit 38 provides a comparison of the average system rate under several scenarios.  This  sensitivity shows that it is a significant risk to the CCE if the CCEs power costs increase based on  the high‐power cost scenario without any offsetting PCIA benefits.  The CCE’s rates could also be  higher than SDG&E’s under a “Worst Case” scenario.  This scenario could arise when the CCE does  not achieve sufficient customer participation, CCE power supply costs are high, and SDG&E  charges a high PCIA. The average system rates associated with the renewable PPA alternative  pricing discussed in the “Power Supply Strategy and Costs” fall between the base cases and low  power cost cases shown above in Exhibit 38.    Wholesale market prices for natural gas/electricity are currently at all‐time lows.  The probability  of these market prices decreasing significantly from current levels is low.  In addition, the CCE  would need to manage its supply portfolio so that it is not exposed to unmanageable risks  associated with power costs.       While the CCE would not be able to impact SDG&E’s generation rates, the CCE does have the  opportunity to monitor and actively opine on the costs and methodology used to allocated non‐ bypassable costs to CCEs in SDG&E’s service area, including the PCIA.  Given recent history, this  task would be shared with other CCEs and is an important and time‐consuming task that can  mitigate the impact on the CCE’s costs.   SDG&E’s PCIA is at a historic high; however, the design  of the PCIA implies that the PCIA will decrease over time as SDG&E’s high‐cost contracts expire  and market prices increase.     This Study assumes a relatively high customer opt‐out percentage (15% for non‐residential  customers) compared to the more modest opt‐out rates experienced by California’s actively  $0.28 $0.29 $0.29 $0.30 $0.30 $0.31 $0.31 $0.32 $0.32 CCE Low Load CCE High Load CCE High Power Costs CCE Low Power Costs CCE High PCIA CCE Low PCIA CCE 100% by 2030 CCE 100% CCE Base CCE "Worst Case" SDG&E Base Case SDG&E High Case SDG&E Low Case $/kWh February 26, 2019 Item #6 Page 80 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 72  operating CCEs, which is closer to 5% overall.  While there is a possibility that the Partners’ CCE  does not reach the projected participation rates, careful monitoring and planning can reduce the  potential impact of low loads through flexible power supply contracts and regular monitoring of  administrative and general expenses.      The CCE should also consider implementing a rate stabilization fund so that short‐term events  that result in lower SDG&E rates compared with the CCE rates can be mitigated with reserves  rather than by rate increases.  Reserves would help the CCE remain competitive and would  provide rate stabilization for customers.        February 26, 2019 Item #6 Page 81 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 73  CCE Governance Options  One indicator of the viability of a CCE for the Partners is the number of Various options for CCE  operations for each of the cities that participated in this Study are described below.  The following  criteria are used to describe strengths and weaknesses of each option:  Financial Viability,  Governance, Local Control, and Other Attributes.    1. Form a Joint Powers Authority (JPA) with Each of the Partners Joining      Financial Viability:  This Study shows that a 4‐member JPA is financially viable.   Governance:  Under a JPA, likely each city would be a voting board member.  Having a  limited number of board members keeps governance nimble and local/regional control  focused.   Local Control:  Since the Partners have similar climate action goals, and collaborated on  this Study for similar purposes, decisions around the CCE’s operations should be less  complicated.  Decisions about wholesale power portfolio, rate designs, local distributed  generation, and customer clean energy programs should be easier to make.   Other Attributes:  A JPA of this size is ideal for allowing other San Diego County cities that  create their own CCEs to join.  Consideration of consistent goals, local programs and  operations design should be considered for new CCE cities.  Operational savings on non‐ power supply costs (administration, legal, regulatory, and other services) would likely  occur.  A JPA provides clear financial protection of cities’ general funds from CCE  obligations.  A JPA could apply to the CPUC for energy efficiency program funds on behalf  of the cities.    2. Each City Forms Individual CCE     Financial Viability:  This is likely viable for each city except Del Mar.  EES has analyzed this  option and has financial pro‐forma results for this including combinations of cities  operating together under a smaller JPA.   Governance:  A single or smaller JPA creates less complicated governance.   Local Control:  Decision‐making is more locally focused.   Other Attributes:  Solana Beach, Pico Rivera, San Jacinto, and King City are examples of  smaller city CCEs that are operating independently; although Pico Rivera and San Jacinto  participate in the California Choice Energy Authority (described below) to share non‐ power costs with other individual city CCEs.  Except for Del Mar, individual city CCEs are  likely feasible but net revenue margins will be smaller without sharing non‐power supply  costs with others.  Operating a city CCE requires special care to protect the city’s general  fund from CCE obligations.  Individual city CCEs may apply to the CPUC for energy  efficiency funding but the amount will be less than a CCE JPA.     February 26, 2019 Item #6 Page 82 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 74    3. The Partners Join Another CCE      Financial Viability:  This option would be financially viable and would benefit the net  revenue margins for the larger CCE organization.   Governance:  Governance would be more complicated, especially if the Partners join a  CCE JPA with many members.  However, there are CCEs that operate with many members  across contiguous and non‐contiguous borders (Clean Power Alliance of Southern CA,  Marin Clean Energy, Sonoma Clean Power) despite having large governing boards.   Local Control:  Local decision‐making on operations (power portfolio contents, rates, local  generation, customer programs) would be diminished, especially under a CCE JPA with  many members (e.g., 20‐30 or more).  Boards of these types of JPAs must approve  operations policies and program decisions that could apply across differing communities.   Other Attributes:  Net revenue margins for the organization as a whole benefit from large  memberships.  How those revenues are utilized to benefit members must be determined  by many cities, likely with differing local goals regarding CCE operations.  A larger JPA of  CCEs could apply for larger amounts energy efficiency funds but the design of the  programs becomes more complicated.    The cities could conceivably join the already operating Solana Beach CCE.  Solana is a fraction of  the size of the Partners in terms of load, and this may create complications in negotiating the  roles of each of the cities, sharing of revenues and costs, and other decision‐making issues.      4. The Partners Join a JPA of Individual CCEs or Create a San Diego Region JPA of Individual CCEs     Financial Viability:  Any group of CCEs is more financially viable than operating  individually.     Governance:  The California Choice Energy Authority (CCEA) is a JPA of individual city CCEs  (currently members are Lancaster, Pico Rivera, San Jacinto, and Palm Desert – they have  6 other cities in process of joining them including a city in Tulare County).  Individual cities  need to adopt resolutions to become a CCE, then they can join CCEA.  CCEA provides  centralized services such as:  power procurement, power scheduling and dispatching, bill  data management and regulatory/legal services.  Since each city is a CCE, decisions on  CCE operations are made by each CCE.  The Partners could also create a CCEA‐type JPA  for San Diego‐region CCEs and provide similar, centralized services and benefits.   Local Control:  CCEs that join CCEA (or create a San Diego‐region similar organization)  retain local control over CCE operations (power portfolio mix, rates, local generation and  programs) and will see net revenue benefits by sharing centralized services.  However,  the details of how these shared services are utilized and paid for need to be determined  (in the case of CCEA) and developed (in the case of a San Diego‐region effort).     Other Attributes:  Creating a San Diego‐region JPA of CCEs makes it easier for San Diego‐ region cities to become a CCE in that acquiring start‐up and operational services support  would already be established under the JPA.  Each city CCE in the JPA could apply for  energy efficiency funding at the CPUC.  February 26, 2019 Item #6 Page 83 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 75    Recommendation  As the Partners move towards CCE adoption by their governing organizations, or after the cities  approve creating a CCE, they should further investigate each of these options.  EES recommends  that the cities further discuss the options among themselves to more clearly understand all of  the pros and cons.  The cities should develop a more detailed assessment of the options of joining  existing organizations or developing new, local/regional organizations.   The cities could develop  a solicitation to distribute to existing CCE organizations to acquire information about costs and  other requirements for joining these organizations.  That information should then be compared  to potential costs and requirements of creating a new, local/regional CCE organization. If joining  another CCE is the preferred option for the Partners, a request for proposal (RFP) should be  issued to each potential existing CCE to define the terms of joining an existing CCE.    This Study evaluates the feasibility of operating a CCE under the JPA model with the four Partner  cities. The financial sensitivity analysis provided in Appendix H also provides feasibility results for  each Partner city operating their own CCE. If the Partners join an existing JPA, the start‐up  activities are simpler as the organization is already operating and programs have been developed.   However, the overall governance issues would have to be established prior to the cities joining  the existing CCE.      CCE Organizational Options    If the Partners operate as a JPA there are several staffing options available.  One option would  be to operate the CCE with minimal staff, such as a General Manager, Power Supply Manager  and a Customer Service Manager, to oversee consultants that would perform all necessary tasks.   Another option is to minimize the use of outside consultants and hire sufficient staff in‐house to  manage all necessary tasks.  Most operating CCEs have started with minimal staffing and then  transitioned over time to additional staff in‐house.  A third option is to have an independent  third‐party completely operate the CCE.      For this Study, it is assumed that the Partners would operate a CCE with limited staff supported  by consultants experienced in power procurement, data management and utility operations. If  the Partners decide to transition some administrative and operational responsibilities to  internally staffed positions, the CCE could reach a full‐time staff of approximately 11 employees  to perform its responsibilities, primarily related to program and contract management, legal and  regulatory, finance and accounting, energy efficiency, marketing and customer service.  Technical  functions associated with managing and scheduling power suppliers and those related to retail  customer billings would likely still be performed by an experienced third‐party consultant.    February 26, 2019 Item #6 Page 84 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 76  Conclusions and Recommendations  Rate Conclusions    The first impact associated with forming the Partners’ CCE would be lower electricity bills for CCE  customers.  CCE customers should see no obvious changes in electric service other than the lower  price and potentially more renewable power procurement, depending on the CCE’s goals.   Customers would pay the power supply charges set by the CCE and no longer pay the costs of  SDG&E power supply but would still pay the costs of SDG&E distribution.     Given this Study’s findings, the CCE’s rate setting can establish a goal of providing rates that are  equal to or lower than the equivalent rates offered by SDG&E even under the 100% Renewable  by 2030 portfolio. The projected CCE and SDG&E rates are illustrated in Exhibit 39.     Exhibit 39  Bundled Rate Comparison by Customer Class  $/kWh        Rate Class  2021 SDG&E  Bundled  Rate*  SDG&E  Renewable  Equivalent  Bundled Rate  100% by 2030  Bundled Rate  100%  Renewable  Bundled Rate  Residential      0.3494      0.3480      0.3480      0.3494   Small Commercial     0.2233      0.2317      0.2317      0.2233   Medium Commercial     0.2303      0.2203      0.2203      0.2303   Street Lights     0.2388      0.2390      0.2390      0.2388   Agriculture     0.1322      0.1325      0.1325      0.1322   Total     0.2854      0.2797      0.2797      0.2854   Initial Rate Savings in 2021 from  SDG&E Bundled Rate   2.00% 2.00% 0.00%  *SDG&E bundled average rate projected based on SDG&E’s 2019 Rates.    Once the CCE gives notice to SDG&E that it will commence service, the CCE customers will not be  responsible for costs associated with SDG&E’s future electricity procurement contracts or power  plant investments.46 This is an advantage to the CCE customers as they would then have local  control of power supply costs through the CCE.                                                               46 CCAs may be liable for a share of unbundled stranded costs from new generation but would then receive  associated Resource Adequacy credits.   February 26, 2019 Item #6 Page 85 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 77  Renewable Energy Conclusions    A second consequence of forming a CCE would be an increase in the proportion of energy  generated and supplied by renewable resources.  The Study includes procurement of renewable  energy sufficient to meet 50% or more of the CCE’s electricity needs (initially).  The majority of  this renewable energy would be met by new renewable resources over time.  By 2030, SDG&E  must procure a minimum of 60% of its customers’ annual electricity usage from renewable  resources due to the State Renewable Portfolio Standard and the Energy Action Plan  requirements of the CPUC.  The CCE can decide whether to follow the same renewable goals or  to implement more aggressive targets.     Energy Efficiency Conclusions    A third consequence of forming a CCE would be an increase in energy efficiency program  investments and activities.  The existing energy efficiency programs administered by SDG&E are  not expected to change as a result of forming a CCE.  The CCE customers would continue to pay  the public goods charges to SDG&E which funds energy efficiency programs for all customers,  regardless of supplier.  The energy efficiency programs ultimately planned for the CCE would be  in addition to the level of investment that would continue in the absence of a CCE.  Thus, the CCE  has the potential for increased energy investment and savings with an attendant further  reduction in emissions due to expanded energy efficiency programs.     Economic Development Conclusions    The fourth consequence of forming a CCE would be enhanced local economic development.  The  analyses contained in this Study has focused primarily on the direct effects of this formation.   However, in addition to direct effects, indirect economic effects are also anticipated.  The indirect  effects of creating a CCE include the effects of increased local investments, increased disposable  income due to bill savings, and improved environmental and health conditions.      Exhibit 40 shows the effects $9 million in electric bill savings could have in San Diego County.  The  $9 million rate savings represents the estimated (maximum) bill savings per year achievable by  the CCE once in full operation.  It is estimated that the electric bill savings could create  approximately 109 additional jobs in the County with over $5.4 million in labor income. It is also  projected that the total value added could be approximately $7.7 million and output close to $13  million.        February 26, 2019 Item #6 Page 86 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 78  Exhibit 40 $9 Million Rate Savings Effects on the San Diego County Economy1  Impact Type Employment Jobs Labor Income Total Value Added Output Direct Effect 50.7 $2,473,000 $2,508,000 $4,613,000 Indirect Effect 10.7 $641,000 $1,039,000 $1,740,000 Induced Effect 47.4 $2,273,000 $4,146,000 $6,712,000 Total Effect 108.8 $5,387,000 $7,694,000 $13,065,000 1Full impacts to San Diego County are estimated, it can be expected that a large share of these impacts  would be realized within the 4 jurisdictions.    These savings are based on the economic assumption that households would spend some share  of the increased disposable income on more goods and services. This increased spending on  goods and services would then lead to producers either increasing the wages of their current  employees or hiring additional employees to handle the increased demand. This in turn would  give the employees a larger disposable income which they spend on goods and services and thus  repeating the cycle of increased demand.     Greenhouse Gas (GHG) Emissions Conclusions    A fifth consequence of forming a CCE may be reduced GHG emissions.  The amount of renewable  power in SDG&E’s power supply portfolio is 43% and will rise to 60% by 2030.  Based on power  supply strategy described previously, the estimated GHG emission reductions are forecast to  range from zero to 36,000 tons CO2e per year by 2030 assuming a 60% RPS target is achieved.  The baseline for comparison is the SDG&E’s portfolio resource mix versus the potential CCE  resource mixes.  Exhibit 41 details these reductions.     Exhibit 41  Comparison of Average Annual GHG Emissions from Electricity, by Resource Portfolio (2021‐2030)     SDG&E  Equivalent  Renewable  Portfolio  100%  Renewable  by 2030  100%  Renewable SDG&E  Avg./GHG Share 80% 89% 100% 60%  Avg. Emissions (Metric Tons CO2) 109,000  61,000                   ‐  218,000  Difference SDG&E 50% Portfolio (Metric Tons CO2) 109,000     157,000     218,000        Findings and Conclusions  Based on the analysis conducted in this Study, the following findings and conclusions are made:     The formation of a CCE is financially feasible and could yield considerable benefits for all  participating residents and businesses.   February 26, 2019 Item #6 Page 87 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 79   Financial benefits include electric retail rates that are 2% lower compared with SDG&E rates.    Benefits are also achieved through local decision‐making about power supply, rates and  customer programs. Specific programs could include economic development incentives, and  targeted energy efficiency and demand response programs. CCE start‐up costs could be fully  recovered within the first three years of CCE operations.      After this cost recovery, revenues that exceed costs could be used to finance a rate  stabilization fund, new local renewable resources, economic development projects and/or  lower customer electric rates.   The sensitivity analysis shows that the ranges of prices for different market conditions will for  the most part not negatively impact CCE rates compared to SDG&E rates.  Where negative  impacts may exist, those risks can be mitigated    The CCE could be a means to achieve local control of energy supply, and for cities to meet  their respective Climate Action Plan (CAP) goals.    Local electric rate savings are expected to stimulate economic development.    The positive impacts on the Partner cities and their citizens of forming a CCE suggest that CCE  implementation should be considered with the following next steps: consideration of Joint  Powers Authority or other governance options, Business Plan development, and Implementation  Plan development.  No likely combination of sensitivities would change this recommendation  based on the detailed analysis contained in the balance of this report.       Recommendations    Based on the Study results, and recent CCE experience, the following recommendations are made  pursuant of CCE formation:     The CCE should initially contract with a third party with the necessary experience (proven  track record, longevity and financial capacity) to perform most of the CCE’s portfolio power  supply operation requirements.  This would include the procurement of energy and ancillary  services, scheduling coordinator services, and day‐ahead and real‐time trading.     The Partners’ CCE should approve and adopt a set of protocols that would serve as the risk  management tools for the CCE and any third‐party involved in the CCE portfolio operations.  Protocols would define risk management policies and procedures, and a process for ensuring  compliance throughout the CCE.  During the initial start‐up period, the chosen electric  suppliers would bear the majority of risks and be responsible for their management. The  protocols that cover electricity procurement activities should be developed before  operations begin.    The CCE should be flexible in its approach to obtaining power supply resources necessary to  meet load requirements.   Additionally, it is recommended that the Partners engage with a portfolio manager or  schedule coordinator, who has expertise in risk management and would work with the CCE  to design a comprehensive risk management strategy for long‐term operations.  February 26, 2019 Item #6 Page 88 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 80  Summary    This Study concludes that the formation of a CCE in the Partner cities is financially feasible and  could yield considerable benefits for all participating residents and businesses. These benefits  could include 2% lower rates for electricity, although higher rate reductions are possible.  The  positive impacts on the Partner cities and their inhabitants of forming a CCE suggest that this  effort should be considered.  No likely combination of sensitivities or launch schedules would  change this recommendation based on a detailed analysis of currently available data.      February 26, 2019 Item #6 Page 89 of 116   DRAFT  Community Choice Energy Technical Feasibility Study 81 Appendix A – Projected Schedule    TaskDue Date Jan Feb Mar Apr MayJun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Jan Feb Mar Apr MayJun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Jan Feb Mar Apr MayFeasibility Report Final Draft Report2/1/2019CCA Ad Hoc Council Subcommittee Meeting2/15/2019Council Presentations   Carlsbad2/15/2019   Del Mar2/15/2019   Encinitas2/15/2019   Oceanside2/15/2019Public Workshops4/15/2019Ordinance Approval of Ordinance and Resolution to Create CCA 7/15/2019Form JPA9/1/2019Hire Executive Director1/1/2020Hire Staff6/1/2020Prepare Implementation Plan1/1/2020File Implementation Plan with CPUC1/1/2020CPUC completes review of IP4/1/2020Register with CPUC and submit Bond4/1/2020CPUC confirms registration5/1/2020File Historic Load Data with CPUC/CEC3/17/2020File Year‐Ahead Load Forecast4/20/2020Revised Year‐Ahead RA Load Forecast8/16/2020January Month‐Ahead RA Load Forecast Due10/15/2020RFP & Contract for Scheduling Coordinator/Portfolio Mng7/1/2020Develop risk management and procurement plan 9/1/2020Power Purchase and Contracting 1/1/2021RFP & Contract for Line of Credit 8/1/2020Finalize financial Plan and Rates 10/1/2020Transaction Testing with SDG&E 12/1/2020RFP & Contract for Data Mgmt, Billing, Call Cntr, and Mrkt 8/1/2020Systems Testing with SDG&E 10/1/2020CCA Website Finalized 11/1/2020Call Center and CRM Operational 12/1/2020Pre‐Enrollment Notice 1 1/1/2021Pre‐Enrollment Notice 22/1/2021Customer Program Transitions Notice3/1/2021Program Launch4/1/2021Post‐Enrollment Notice 14/8/2021Post‐Enrollment Notice 25/10/20212019Organizational SetupResource Adequacy2021Power ProcurementBanking & CreditCustomer Noticing2020CPUC RegistrationFebruary 26, 2019Item #6 Page 90 of 116   DRAFT  Community Choice Energy Technical Feasibility Study 82 Appendix B – Base Case Pro Forma Analyses    2020202120222023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030Revenues from Operations ($)   Electric Sales Revenues for CCE$0 $103,669,449 $122,617,248 $124,078,350 $125,132,767 $130,672,694 $132,248,045 $134,277,370 $137,196,482 $139,278,617 $141,386,518    Less Uncollected Accounts$0 $156,443 $210,561 $211,317 $219,715 $229,652 $237,538 $245,904 $254,402 $263,259 $272,040Total Revenues for CCE$0 $103,513,007 $122,406,687 $123,867,032 $124,913,052 $130,443,042 $132,010,508 $134,031,466 $136,942,080 $139,015,358 $141,114,479Cost of Operations ($)   Cost of Energy$0 $71,307,923 $97,889,416 $101,399,614 $105,499,743 $110,372,197 $114,270,084 $118,369,961 $122,514,027 $126,840,341 $131,178,658Operating & Administrative  Billing & Data Management$0 $1,725,312 $2,351,577 $2,404,605 $2,458,829 $2,514,275 $2,570,972 $2,628,947 $2,688,230 $2,748,850 $2,810,836  SDG&E Fees$0 $389,033 $390,006 $390,981 $391,958 $392,938 $393,921 $394,906 $395,893 $396,883 $397,875  SDG&E Setup and StartUp Fees$0 $180,308 $183,908$0$0$0$0$0$0$0$0  Consulting Services$426,700 $1,617,822 $1,411,407 $1,439,635 $1,468,427 $1,497,796 $1,527,752 $1,558,307 $1,589,473 $1,621,263 $1,653,688  Staffing$389,299 $2,204,114 $2,248,196 $2,293,160 $2,339,023 $2,385,804 $2,433,520 $2,482,190 $2,531,834 $2,582,471 $2,634,120  General & Administrative expenses$28,560 $181,030 $132,651 $135,304 $158,410 $177,184 $143,586 $146,457 $169,787 $188,788 $155,422  Debt Service Payment on Financing $114,607$2,521,353$3,208,995$0$0$0$0$0$0$0$0   Total  O&A Costs$959,166 $8,818,973 $9,926,740 $6,663,685 $6,816,648 $6,967,997 $7,069,750 $7,210,808 $7,375,217 $7,538,254 $7,651,941Total Cost & Reserves$959,166 $80,126,896 $107,816,156 $108,063,299 $112,316,391 $117,340,195 $121,339,834 $125,580,768 $129,889,243 $134,378,595 $138,830,598Net Income from Opereations($959,166) $23,386,111 $14,590,531 $15,803,733 $12,596,662 $13,102,847 $10,670,674 $8,450,698 $7,052,837 $4,636,763 $2,283,880Cash from Operations and FinancingNet Income from Operations($959,166) $23,386,111 $14,590,531 $15,803,733 $12,596,662 $13,102,847 $10,670,674 $8,450,698 $7,052,837 $4,636,763 $2,283,880   Cash from Financing$2,000,000 $12,000,000$0$0$0$0$0$0$0$0$0Total Cash Available$1,040,834 $35,386,111 $14,590,531 $15,803,733 $12,596,662 $13,102,847 $10,670,674 $8,450,698 $7,052,837 $4,636,763 $2,283,880Net Income AllocationReserve Fund Contribution$1,040,834 $35,386,111 ($980,537) $81,252 $1,398,277 $1,651,662 $1,314,950 $1,394,280 $1,416,485 $1,475,951 $1,463,672Working Capital Repayment$0 $0 $0$9,133,372$0$0$0$0$0$0$0Cash Available for Other Purposes$0$0 $15,571,068 $6,589,109 $11,198,385 $11,451,185 $9,355,724 $7,056,418 $5,636,352 $3,160,811 $820,208Total Cash Outlays$0$0 $15,571,068 $15,722,481 $11,198,385 $11,451,185 $9,355,724 $7,056,418 $5,636,352 $3,160,811 $820,208Rate Stabilization Reserve Balance$1,040,834 $36,426,945 $35,446,407 $35,527,660 $36,925,937 $38,577,598 $39,892,548 $41,286,828 $42,703,313 $44,179,264 $45,642,936CCA Total Bill$0 $333,111,892 $429,074,010 $437,061,464 $445,207,892 $457,553,598 $466,078,566 $474,773,317 $483,641,397 $492,686,431 $501,912,120SDG&E Total Bill$0 $339,910,094 $437,830,622 $445,981,086 $454,293,767 $466,891,426 $475,590,374 $484,462,568 $493,511,629 $502,741,256 $512,155,224Difference$0 $6,798,202 $8,756,612 $8,919,622 $9,085,875 $9,337,829 $9,511,807 $9,689,251 $9,870,233 $10,054,825 $10,243,104Savings0% 2% 2%2%2%2%2%2%2%2%2%February 26, 2019Item #6 Page 91 of 116   DRAFT  Community Choice Energy Technical Feasibility Study 83 Appendix C – Renewable PPA Alternative Pricing Pro Forma Analyses    2020202120222023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030Revenues from Operations ($)   Electric Sales Revenues for CCE$0 $103,669,449 $122,617,248 $124,078,350 $125,132,767 $130,672,694 $132,248,045 $134,277,370 $137,196,482 $139,278,617 $141,386,518    Less Uncollected Accounts$0 $154,366 $210,561 $200,483 $210,206 $218,689 $223,199 $227,337 $233,100 $236,974 $240,834Total Revenues for CCE$0 $103,515,084 $122,406,687 $123,877,866 $124,922,561 $130,454,005 $132,024,846 $134,050,033 $136,963,382 $139,041,643 $141,145,685Cost of Operations ($)   Cost of Energy$0 $70,269,484 $97,889,229 $95,982,511 $100,745,330 $104,890,559 $107,100,833 $109,086,432 $111,863,188 $113,697,630 $115,575,738Operating & Administrative  Billing & Data Management$0 $1,725,312 $2,351,577 $2,404,605 $2,458,829 $2,514,275 $2,570,972 $2,628,947 $2,688,230 $2,748,850 $2,810,836  SDG&E Fees$0 $389,033 $390,006 $390,981 $391,958 $392,938 $393,921 $394,906 $395,893 $396,883 $397,875  SDG&E Setup and StartUp Fees$0 $180,308 $183,908$0$0$0$0$0$0$0$0  Consulting Services$426,700 $1,617,822 $1,411,407 $1,439,635 $1,468,427 $1,497,796 $1,527,752 $1,558,307 $1,589,473 $1,621,263 $1,653,688  Staffing$389,299 $2,204,114 $2,248,196 $2,293,160 $2,339,023 $2,385,804 $2,433,520 $2,482,190 $2,531,834 $2,582,471 $2,634,120  General & Administrative expenses$28,560 $181,030 $132,651 $135,304 $158,410 $177,184 $143,586 $146,457 $169,787 $188,788 $155,422  Debt Service Payment on Financing$114,607 $2,521,353 $3,208,995$0$0$0$0$0$0$0$0   Total  O&A Costs$959,166 $8,818,973 $9,926,740 $6,663,685 $6,816,648 $6,967,997 $7,069,750 $7,210,808 $7,375,217 $7,538,254 $7,651,941Total Cost of Operations$959,166 $79,088,457 $107,815,969 $102,646,196 $107,561,977 $111,858,556 $114,170,583 $116,297,239 $119,238,404 $121,235,884 $123,227,679Net Income from Opereations($959,166) $24,426,627 $14,590,718 $21,231,671 $17,360,584 $18,595,449 $17,854,263 $17,752,794 $17,724,978 $17,805,760 $17,918,006Cash from Operations and FinancingNet Income from Operations($959,166) $24,426,627 $14,590,718 $21,231,671 $17,360,584 $18,595,449 $17,854,263 $17,752,794 $17,724,978 $17,805,760 $17,918,006   Cash from Financing$2,000,000 $12,000,000$0$0$0$0$0$0$0$0$0Total Cash Available$1,040,834 $36,426,627 $14,590,718 $21,231,671 $17,360,584 $18,595,449 $17,854,263 $17,752,794 $17,724,978 $17,805,760 $17,918,006Net Income AllocationReserve Fund Contribution$0 $24,960,851 $9,444,662$0$0 $1,329,070 $760,118 $699,175 $966,958 $656,706 $654,837Working Capital Repayment$0$0$0 $9,133,372$0$0$0$0$0$0$0Cash Available for Other Purposes$0 $11,465,776 $5,146,056 $12,098,299 $17,360,584 $17,266,380 $17,094,145 $17,053,619 $16,758,019 $17,149,054 $17,263,169Total Cash Outlays$0 $36,426,627 $14,590,718 $21,231,671 $17,360,584 $18,595,449 $17,854,263 $17,752,794 $17,724,978 $17,805,760 $17,918,006Rate Stabilization Reserve Balance$1,040,834 $26,001,684 $35,446,346 $35,446,346 $35,446,346 $36,775,416 $37,535,534 $38,234,709 $39,201,667 $39,858,373 $40,513,210CCA Total Bill$0 $333,111,892 $429,074,010 $437,061,464 $445,207,892 $457,553,598 $466,078,566 $474,773,317 $483,641,397 $492,686,431 $501,912,120SDG&E Total Bill$0 $339,910,094 $437,830,622 $445,981,086 $454,293,767 $466,891,426 $475,590,374 $484,462,568 $493,511,629 $502,741,256 $512,155,224Difference$0 $6,798,202 $8,756,612 $8,919,622 $9,085,875 $9,337,829 $9,511,807 $9,689,251 $9,870,233 $10,054,825 $10,243,104Savings0% 2% 2%2%2%2%2%2%2%2%2%February 26, 2019Item #6 Page 92 of 116   DRAFT  Community Choice Energy Technical Feasibility Study 84 Appendix D – Staffing and Infrastructure Detail    February 26, 2019Item #6 Page 93 of 116   DRAFT  Community Choice Energy Technical Feasibility Study 85  Appendix E –CCE Cash Flow Analysis    2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2021 2021 2021 2021 2021 2021 2021 2021 2021 2021 2021 2021   Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec   1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Cash Flow   Revenues   CCA Generation Revenues $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $6,712,627  $12,410,826  $12,659,898  $14,999,321  $15,076,410  $14,189,166  $13,644,920  $6,824,185  $7,152,097  CCA PCIA Revenue $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $3,094,032  $3,204,545  $3,267,868  $3,886,106  $3,900,567  $3,674,739  $3,526,735  $3,159,538  $3,423,487  CCA Revenues based on Projected Rates (GEN+PCIA) $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $9,806,659  $15,615,371  $15,927,766  $18,885,426  $18,976,978  $17,863,905  $17,171,655  $9,983,723  $10,575,584    Expenses   Power Supply   Power Procurement $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $6,226,686  $6,453,445  $6,754,146  $9,703,089  $10,114,481  $9,219,451  $8,134,402  $7,253,374  $7,807,888  Non‐bypassable charges $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $3,094,032  $3,204,545  $3,267,868  $3,886,106  $3,900,567  $3,674,739  $3,526,735  $3,159,538  $3,423,487  Total Power Supply $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $9,320,718  $9,657,990  $10,022,014  $13,589,194  $14,015,048  $12,894,190  $11,661,137  $10,412,912  $11,231,375    CCA Program Costs   Data Management $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $192,026  $192,451  $193,022  $192,708  $192,751  $192,741  $192,802  $192,366  $184,447  IOU Fees (including Billing) $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $32,484  $32,556  $32,653  $32,600  $32,607  $32,605  $32,615  $32,542  $31,202  Consultants $0  $0  $0  $0  $0  $0  $65,450  $65,450  $65,450  $65,450  $82,450  $82,450  $128,316  $128,316  $128,316  $136,986  $136,986  $136,986  $136,986  $136,986  $136,986  $136,986  $136,986  $136,986  Uncollected accounts $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $13,716  $14,170  $14,771  $20,669  $21,492  $19,702  $17,532  $15,770  $16,876  Staffing $0  $0  $0  $0  $0  $0  $61,568  $61,568  $61,568  $61,568  $61,568  $81,458  $183,676  $183,676  $183,676  $183,676  $183,676  $183,676  $183,676  $183,676  $183,676  $183,676  $183,676  $183,676  General & Admin $0  $0  $0  $0  $0  $0  $21,420  $0  $0  $0  $0  $7,140  $61,817  $10,838  $10,838  $10,838  $10,838  $10,838  $10,838  $10,838  $10,838  $10,838  $10,838  $10,838  Debt Payment $0  $0  $0  $0  $0  $0  $19,101  $19,101  $19,101  $19,101  $19,101  $19,101  $38,202  $38,202  $38,202  $267,416  $267,416  $267,416  $267,416  $267,416  $267,416  $267,416  $267,416  $267,416  Total Expenses (excl PCIA) $0  $0  $0  $0  $0  $0  $167,539  $146,119  $146,119  $146,119  $163,119  $190,149  $412,012  $361,032  $361,032  $6,871,802  $7,099,087  $7,400,486  $10,355,273  $10,767,495  $9,870,674  $8,783,465  $7,900,601  $8,454,882    Reserve Needs                                                                          Beginning Balance 0 $0  $0  $0  $0  $0  $1,000,000  $832,461  $686,341  $540,222  $394,102  $230,983  $1,040,834  $628,822  $267,790  $11,906,758  $11,069,616  $4,004,837  $3,424,658  $8,236,446  $10,347,489  $14,388,365  $19,403,460  $24,618,631    Additions $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $6,712,627  $12,410,826  $12,659,898  $14,999,321  $15,076,410  $14,189,166  $13,644,920    Financing $0  $0  $0  $0  $0  $1,000,000  $0  $0  $0  $0  $0  $1,000,000  $0  $0  $12,000,000  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0    Working capital repayment $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0    Reductions $0  $0  $0  $0  $0  $0  $167,539  $146,119  $146,119  $146,119  $163,119  $190,149  $412,012  $361,032  $361,032  $837,142  $7,064,779  $7,292,807  $7,599,038  $10,548,854  $10,958,445  $10,061,316  $8,973,995  $8,084,815    Ending Balance $0  $0  $0  $0  $0  $1,000,000  $832,461  $686,341  $540,222  $394,102  $230,983  $1,040,834  $628,822  $267,790  $11,906,758  $11,069,616  $4,004,837  $3,424,658  $8,236,446  $10,347,489  $14,388,365  $19,403,460  $24,618,631  $30,178,737    Cash flow                                                        Beginning Balance $0  $0  $0  $0  $0  $0  $1,000,000  $832,461  $686,341  $540,222  $394,102  $230,983  $1,040,834  $628,822  $267,790  $11,906,758  $11,069,616  $4,004,837  $3,424,658  $8,236,446  $10,347,489  $14,388,365  $19,403,460  $24,618,631    Additions        Revenues $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $6,712,627  $12,410,826  $12,659,898  $14,999,321  $15,076,410  $14,189,166  $13,644,920       Financing $0  $0  $0  $0  $0  $1,000,000  $0  $0  $0  $0  $0  $1,000,000  $0  $0  $12,000,000  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $0    Reductions including debt service $0  $0  $0  $0  $0  $0  $167,539  $146,119  $146,119  $146,119  $163,119  $190,149  $412,012  $361,032  $361,032  $837,142  $7,064,779  $7,292,807  $7,599,038  $10,548,854  $10,958,445  $10,061,316  $8,973,995  $8,084,815    Ending Balance $0  $0  $0  $0  $0  $1,000,000  $832,461  $686,341  $540,222  $394,102  $230,983  $1,040,834  $628,822  $267,790  $11,906,758  $11,069,616  $4,004,837  $3,424,658  $8,236,446  $10,347,489  $14,388,365  $19,403,460  $24,618,631  $30,178,737   February 26, 2019Item #6 Page 94 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 86  Appendix F – Glossary  Ancillary Services: Those services necessary to support the transmission of electric power from  seller to purchaser given the obligations of control areas and transmitting utilities within those  control areas to maintain reliable operations of the interconnected transmission system.  aMW: Average annual Megawatt. A unit of energy output over a year that is equal to the energy  produced by the continuous operation of one megawatt of capacity over a period of time (8,760  megawatt‐hours).  Baseload Resources: Base load power generation resources are resources such as coal, nuclear,  hydropower, and geothermal heat that are cheapest to operate when they generate  approximately the same output every hour.  Basis Difference (Natural Gas): The difference between the price of natural gas at the Henry Hub  natural gas distribution point in Erath, Louisiana, which serves as a central pricing point for  natural gas futures, and the natural gas price at another hub location (such as for Southern  California).  Buckets: Buckets 1‐3 refer to different types of renewable energy contracts according to the  Renewable Portfolio Standards requirements. Bucket 1 are traditional contracts for delivery of  electricity directly from a generator within or immediately connected to California. These are the  most valuable and make up the majority of the RECS that are required for LSEs to be RPS  compliant. Buckets 2 and 3 have different levels of intermediation between the generation and  delivery of the energy from the generating resources.   Bundled Customers: Electricity customers who receive all their services (transmission,  distribution and supply) from the Investor‐Owned Utility.   Bundled and Unbundled Renewable RECs: Unbundled Renewable Energy Credits (RECs) are  those that have been disassociated from the electricity production originally represented and are  sold separately from energy. Bundled RECs are delivered with the associated energy.   California Independent System Operator (CAISO): The organization responsible for managing  the electricity grid and system reliability within the former service territories of the three  California IOUs.   California Balancing Authority: A balancing authority is responsible for operating a transmission  control area. It matches generation with load and maintains consistent electric frequency of the  grid, even during extreme weather conditions or natural disasters. California has 8 balancing  authorities.  SDG&E is in CAISO.    California Clean Power (CCP): A private company providing wholesale supply and other services  to CCEs.   California Energy Commission (CEC): The state regulatory agency with primary responsibility for  enforcing the Renewable Portfolio Standards law as well as a number of other, electric‐industry  related rules and policies.   California Public Utilities Commission (CPUC): The state agency with primary responsibility for  regulating IOUs, as well as Direct Access (ESP) and CCE entities.   February 26, 2019 Item #6 Page 95 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 87  Capacity Factor: The ratio of an electricity generating resource’s actual output over a period of  time to its potential output if it were possible to operate at full nameplate capacity continuously  over the same period. Intermittent renewable resources, like wind and solar, typically have lower  capacity factors than traditional fossil fuel plants because the wind and sun do not blow or shine  consistently.  CleanPowerSF: CCE program serving customers within the City of San Francisco. CleanPowerSF  began service to 7,800 “Phase 1” customers in May 2016.  Climate Zone: A geographic area with distinct climate patterns necessitating varied energy  demands for heating and cooling.  Coincident Peak: Demand for electricity among a group of customers that coincides with peak  total demand on the system.  Community Choice Aggregation (CCA): Method available through California law to allow cities  and Counties to aggregate their citizens and become their electric generation provider.   Community Choice Energy: A City, County or Joint Powers Agency procuring wholesale power to  supply to retail customers.   Community Choice Partners: A private company providing services to CCEs in California.   Congestion Charges: When there is transmission congestion, i.e. more users of the transmission  path than capacity, the CaISO charges all users of the congested transmission path a “Usage  Charge”.  Congestion Revenue Rights (CRRs): Financial rights that are allocated to Load Serving Entities to  offset differences between the prices where their generation is located and the price that they  pay to serve their load. These rights may also be bought and sold through an auction process.  CRRs are part of the CAISO market design.  Demand Side Resources:  Energy efficiency and load management programs that reduce the  amount of energy that would otherwise be consumed by a customer of an electric utility.   Demand Response (DR): Electric customers who have a contract to modify their electricity usage  in response to requests from a utility or other electric entity. Typically, will be used to lower  demand during peak energy periods, but may be used to raise demand during periods of excess  supply.   Direct Access: Large power consumers which have opted to procure their wholesale supply  independently of the IOUs through an Electricity Service Provider.   EEI (Edison Electric Institute) Agreement: A commonly used enabling agreement for transacting  in wholesale power markets.   Electric Service Providers (ESP): An alternative to traditional utilities. They provide electric  services to retail customers in electricity markets that have opened their retail electricity markets  to competition. In California the Direct Access program allows large electricity customers to opt‐ out of utility‐supplied power in favor of ESP‐provided power. However, there is a cap on the  amount of Direct Access load permitted in the state.   Electric Tariffs: The rates and terms applied to customers by electric utilities. Typically have  different tariffs for different classes of customers and possibly for different supply mixes.   February 26, 2019 Item #6 Page 96 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 88  Enterprise Model: When a City or County establish a CCE by themselves as an enterprise within  the municipal government.   Federal Tax Incentives: There are two Federal tax incentive programs. The Investment Tax Credit  (ITC) provides payments to solar generators. The Production Tax Credit (PTC) provides payments  to wind generators.   Feed‐in Tariff (FIT): A tariff that specifies what generators who are connected to the distribution  system are paid.   Firming: Firm capacity is the amount of energy available for production or transmission which  can be (and in many cases must be) guaranteed to be available at a given time. Firm energy refers  to the actual energy guaranteed to be available.  Firming refers to the financial instrument to  change non‐firm power to form power.   Flexible Resource Adequacy: Flexible capacity need is defined as the quantity of economically  dispatched resources needed by the California ISO to manage grid reliability during the greatest  three‐hour continuous ramp in each month.    Forward Prices: Prices for contracts that specify a future delivery date for a commodity or other  security. There are active, liquid forward markets for electricity to be delivered at a number of  Western electricity trading hubs, including SP15 which corresponds closely to the price location  which the City of Davis will pay to supply its load.   Implied Heat Rate: A calculation of the day‐ahead electric price divided by the day‐ahead natural  gas price. Implied heat rate is also known as the ‘break‐even natural gas market heat rate,’  because only a natural gas generator with an operating heat rate (measure of unit efficiency)  below the implied heat rate value can make money by burning natural gas to generate power.  Natural gas plants with a higher operating heat rate cannot make money at the prevailing  electricity and natural gas prices.  Integrated Resource Plan: A utility's plan for future generation supply needs.   Investor‐Owned Utility (IOU): For profit regulated utilities. Within California there are three IOUs  ‐ Pacific Gas and Electric, Southern California Edison and San Diego Gas and Electric.   ISDA (International Swaps and Derivatives Association): Popular form of bilateral contract to  facilitate wholesale electricity trading.   Joint Powers Agency (JPA): A legal entity comprising two or more public entities. The JPA  provides a separation of financial and legal responsibility from its member entities.   Lancaster Choice Energy (LCE): A single‐jurisdiction CCE serving residents of the City of Lancaster  in Southern California. LCE launched service in October 2015 and served 51,000 customers.  LEAN Energy (Local Energy Aggregation Network): A not‐for‐profit organization dedicated to  expanding Community Choice Aggregation nationwide.   Load Forecast: A forecast of expected load over some future time horizon. Short‐term load  forecasts are used to determine what supply sources are needed. Longer‐term load forecasts are  used for budgeting and long‐term resource planning.   Local Resource Adequacy: Local requirements are determined based on an annual CAISO study  using a 1‐10 weather year and an N‐1‐1 contingency  February 26, 2019 Item #6 Page 97 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 89  Marginal Unit: An additional unit of power generation to what is currently being produced. At  and electric power plant, the cost to produce a marginal unit is used to determine the cost of  increasing power generation at that source.  Marin Clean Energy (MCE): The first CCE in California now serving residents and businesses in  the Counties of Marin and Napa, and the cities of Richmond, Benicia, El Cerrito, San Pablo, Walnut  Creek, and Lafayette.   Market Redesign and Technology Upgrade (MRTU): CAISO’s redesigned, nodal (as opposed to  zonal) market that went live in April of 2009.   Net Energy Metering (NEM): The program and rates that pertain to electricity customers who  also generate electricity, typically from rooftop solar panels.   Non‐bypassable Charges: Charges applied to all customers receiving service from Investor‐ Owned Utilities in California, but which are separated into a separate charge for departing load  customers, such as Community Choice Aggregation and Direct Access Customers. These charges  include charges for the Public Purpose Programs (PPP), Nuclear Decommissioning (ND), California  Department of Water Resources Bond (CDWR), Power Charge Indifference Adjustment (PCIA),  Energy Cost Recovery Amount (ECRA), Competition Transition Charge (CTC), Cost Allocation  Mechanism (CAM).  Non‐Coincident Peak: Energy demand by a customer during periods that do not coincide with  maximum total system load.  Non‐Renewable Power: Electricity generated from non‐renewable sources or a source that does  not come with a Renewable Energy Credit (REC).  On‐Bill Repayment (OBR): Allows electric customers to pay for financed improvements such as  energy efficiency measures through monthly payments on their electricity bills.   Operate on the Margin: Operation of a business or resource at the limit of where it is profitable.   Opt‐Out: Community Choice Aggregation is, by law, an opt‐out program. Customers within the  borders of a CCE are automatically enrolled within the CCE unless they proactively opt‐out of the  program.   Peninsula Clean Energy (PCE): Community Choice Aggregation program serving residents and  businesses of San Mateo County. PCE launched in October of 2016.  Pricing Nodes: The ISO wholesale power market prices electricity based on the cost of generating  and delivering it from particular grid locations called nodes.  Power Cost Indifference Adjustment (PCIA): A charge applied to customers who leave IOU  service to become Direct Access or CCE customers. The charge is meant to compensate the IOU  for costs that it has previously incurred to serve those customers.   Power Purchase Agreement (PPA): The standard term for bilateral supply contracts in the  electricity industry.   Portfolio Content Category: California’s RPS program defines all renewable procurement  acquired from contracts executed after June 1, 2010 into three portfolio content categories,  commonly referred to as “buckets.”   Renewable Energy Credits (RECs): The renewable attributes from RPS‐qualified resources which  must be registered and retired to comply with RPS standards.   February 26, 2019 Item #6 Page 98 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 90  Resource Adequacy (RA): The requirement that a Load‐Serving Entity own or procure sufficient  generating capacity to meet its peak load plus a contingency amount (15% in California) for each  month.   Renewable Portfolio Standard (RPS): The state‐based requirement to procure a certain  percentage of load from RPS‐certified renewable resources.   Scheduling Coordinator: An entity that is approved to interact directly with CAISO to schedule  load and generation. All CAISO participants must be or have an SC. A scheduling coordinator  provides day‐ahead and real‐time power and transmission scheduling services.    Scheduling Agent: A person or service that forecasts and monitors short term system load  requirements and meets these demands by scheduling power resource to meet that demand.  Shaping: Function that facilitate and support the delivery of energy generation to periods when  it is needed most.   Silicon Valley Clean Energy (SVCE): CCE serving customers in twelve communities within Santa  Clara County including the cities of Campbell, Cupertino, Gilroy, Los Altos, Los Altos Hills, Los  Gatos, Monte Sereno, Morgan Hill, Mountain View, Saratoga, Sunnyvale, and the County of Santa  Clara. As of the date of completion of this Study, SVCE had not yet launched service.  Sonoma Clean Power (SCP): A CCE serving Sonoma County and Sonoma County cities. On  December 29th, SCP received approval of their implementation plan from the California Public  Utilities Commission to extend service into Mendocino County.  SP15: Refers to a wholesale electricity pricing hub ‐ South of Path 15 ‐ which roughly corresponds  to SCE and SDG&E's service territory. Forward and Day‐Ahead power contracts for Northern  California typically provide for delivery at SP15. It is not a single location, but an aggregate based  on the locations of all the generators in the region.   Spark Spread: The theoretical grow margin of a gas‐fired power plant from selling a unit of  electricity, having bought the fuel required to produce this unit of electricity. All other costs  (capital, operation and maintenance, etc.) must be covered from the spark spread.  Supply Stack: Refers to the generators within a region, stacked up according to their marginal  cost to supply energy. Renewables are on the bottom of the stack and peaking gas generators on  the top. Used to provide insights into how the price of electricity is likely to change as the load  changes.   System Resource Adequacy: System requirements are determined based on each LSEs CEC  adjusted forecast plus a 15% planning reserve margin.   Vintage: The vintage of CRS applicable to a CCE customer is determined based on when the CCE  commits to begin providing generation services to the customer. CCEs may formally commit to  become the generation service provider for a group of customers  Weather Adjusted: Normalizing energy use data based on differences in the weather during the  time of use. For instance, energy use is expected to be higher on extremely hot days when air  conditioning is in higher demand than on days with comfortable temperature. Weather  adjustment normalizes for this variation.  Western Electric Coordinating Council (WECC): The organization responsible for coordinating  planning and operation on the Western electric grid.   February 26, 2019 Item #6 Page 99 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 91  Wholesale Power: Large amounts of electricity that are bought and sold by utilities and other  electric companies in bulk at specific trading hubs. Quantities are measured in MWs, and a  standard wholesale contract is for 25 MW for a month during heavy‐load or peak hours (7am to  10 pm, Mon‐Sat), or light‐load or off‐peak hours (all the other hours).   Western States Power Pool (WSPP) Agreement: Common, standardized enabling agreement to  transact in the wholesale power markets.     February 26, 2019 Item #6 Page 100 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 92  Appendix G – Power Supply Detail  Wholesale Market Prices    Market prices for SP15, which is the southern California energy market location, were provided  by EES Consulting’s subscription to a market price forecasting service. An adder of $1/MWh was  included in the forecast PPA prices to account for potential price differences between SP15 and  the pricing nodes at which the CCE would transact.     Figure F‐1 below shows forecast monthly southern California wholesale electric market prices.   The levelized value of market prices over the 20‐year study period is $0.0472/kWh (2018$)  assuming a 4% discount rate.  Electric market prices peak in the winter and summer when there  is large heating and cooling load.  Figure F‐1  Forecast Southern California Wholesale Market Prices      Wholesale power prices have been used to calculate balancing market purchases and sales.   When the CCE’s loads are greater than its resource capabilities, the CCE’s scheduling coordinator  would schedule balancing purchases and the CCE would incur balancing market purchase costs.   When the CCE’s loads are less than its resource capabilities, the CCE’s scheduling coordinator  would transact balancing sales and the CCE would receive market sales revenue.  Balancing  market purchases and sales can be transacted on a monthly, daily and hourly pre‐schedule basis.      0.000 0.010 0.020 0.030 0.040 0.050 0.060 0.070 0.080 0.090 Jan‐21Oct‐21Jul‐22Apr‐23Jan‐24Oct‐24Jul‐25Apr‐26Jan‐27Oct‐27Jul‐28Apr‐29Jan‐30Oct‐30Jul‐31Apr‐32Jan‐33Oct‐33Jul‐34Apr‐35Jan‐36Oct‐36Jul‐37Apr‐38Jan‐39Oct‐39$/KWhFebruary 26, 2019 Item #6 Page 101 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 93  Ancillary and Congestioin Costs    The CCE would pay the CAISO for transmission congestion and ancillary services.  Transmission  congestion occurs when there is insufficient capacity to meet the demands of all transmission  customers.  Congestion refers to a shortage of transmission capacity to supply a waiting market  and is marked by systems running at full capacity and still being unable to serve the needs of all  customers.  The transmission system is not allowed to run above its rated capacities.  Congestion  is managed by the CAISO by charging congestion charges in the day‐ahead market.  Congestion  charges can be managed through the use of Congestion Revenue Rights (CRR).  CRRs are financial  instruments made available through a CRR allocation, a CRR auction, and a secondary registration  system.  CRR holders manage variability in congestion costs.  The CCE’s congestion charges would  depend on the transmission paths used to bring resources to load.  As such, the location of  generating resources used to serve the CCE load would impact these congestion costs.    The Grid Management Charge (GMC) is the vehicle through which the CAISO recovers its  administrative and capital costs from the entities that utilize the CAISO’s services.  Based on a  survey of GMC costs currently paid by CAISO participants, the CCE’s GMC costs are expected to  be near $0.5/MWh.    The CAISO performs annual studies to identify the minimum local resource capacity required in  each local area to meet established reliability criteria.  Load serving entities receive a proportional  allocation of the minimum required local resource capacity by transmission access charge area  and submit resource adequacy plans to show that they have procured the necessary capacity.   Depending on these results of the annual studies, there may be costs associated with local  capacity requirements for the CCE.     Because generation is delivered as it is produced and, particularly with respect to renewables  which can be intermittent, deliveries need to be firmed using ancillary services to meet the CCE’s  load requirements.  Ancillary services would need to be purchased from the CAISO.  Regulation  and operating reserves are described below.     Regulation Service:  Regulation service is necessary to provide for the continuous balancing  of resources with load and for maintaining scheduled interconnection frequency at 60 cycles  per second (60 Hertz).  Regulation and frequency response service is accomplished by  committing on‐line generation whose output is raised or lowered (predominantly through  the use of automatic generating control equipment) and by other non‐generation resources  capable of providing this service as necessary to follow the moment‐by‐moment changes in  load.      Operating Reserves ‐ Spinning Reserve Service:  Spinning reserve service is needed to serve  load immediately in the event of a system contingency.  Spinning reserve service may be  provided by generating units that are on‐line and loaded at less than maximum output and  by non‐generation resources capable of providing this service.     February 26, 2019 Item #6 Page 102 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 94   Operating Reserves – Non‐Spinning Reserve Service:  Non‐spinning reserve service is available  within a short period of time to serve load in the event of a system contingency.  Non‐spinning  reserve service may be provided by generating units that are on‐line but not providing power,  by quick‐start generation or by interruptible load or other non‐generation resources capable  of providing this service.      Based on a survey of ancillary service costs currently paid by CAISO participants, the CCE’s  ancillary service costs are estimated to be near $0.003/kWh.  The Study’s base case assumes  ancillary service costs are $0.003/kWh in 2020, escalating by 20% annually thereafter. Serving a  greater percentage of load, 60% to 100% as is modeled in The Study, with renewables would  likely result in increased grid congestion and higher ancillary service costs.  The scenarios included  in this Study as shown below in Exhibit F‐2.    Exhibit F‐2  Base Case Ancillary Service Costs in Resource Portfolios  Portfolio  2020 Ancillary  Service Costs  ($/kWh)  Annual Escalation  Factor  1‐ SDG&E Equivalent $0.003 20%  2‐ 100% renewable by 2030 $0.003 20%  3‐ 100% Renewable $0.003 20%    Scheduling Coordinator Services    A scheduling coordinator provides day‐ahead and real‐time power and transmission scheduling  services.  Scheduling coordinators bear the responsibility for accurate and timely load forecasting  and resource scheduling including wholesale power purchases and sales required to maintain  hourly load/resource balances.  A scheduling coordinator needs to provide the marketing  expertise and analytical tools required to optimally dispatch the CCE’s surplus resources on a  monthly, daily, and hourly basis.      The CCE’s scheduling coordinator would need to forecast the CCE’s hourly loads as well as the  CCE’s hourly resources including shares of any hydro, wind, solar, and other resources in which  the CCE is a participant/purchaser.  Forecasting the output of hydro, wind, and solar projects  involves more variables than forecasting loads.  Scheduling coordinators already have models set  up to accurately forecast hourly hydro, wind, and solar generation.  Accurate load and resource  forecasting would be a key element in assuring the Partners’ CCE power supply costs are  minimized.      A scheduling coordinator also provides monthly checkout and after‐the‐fact reconciliation  services.  This requires scheduling coordinators to agree on the amount of energy purchased  and/or sold and the purchase costs and/or sales revenue associated with each counterparty with  which the CCE transacted in a given month.      February 26, 2019 Item #6 Page 103 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 95  A scheduling coordinator provides day‐ahead and real‐time power and transmission scheduling  services.  Scheduling coordinators bear the responsibility for accurate and timely load forecasting  and resource scheduling including wholesale power purchases and sales required to maintain  hourly load/resource balances.  A scheduling coordinator needs to provide the marketing  expertise and analytical tools required to optimally dispatch the CCE’s surplus and deficit  resources on a monthly, daily and hourly basis.      Inside each hour, the CAISO Energy Imbalance Market (EIM) takes over load/resource balancing  duties.  The EIM automatically balances loads and resources every fifteen minutes and dispatches  least‐cost resources every 5‐minutes.  The EIM allows balancing authorities to share reserves,  and more reliably and efficiently integrate renewable resources across a larger geographic  region.    Within a given hour, metered energy (i.e., actual usage) may differ from supplied power due to  hourly variations in resource output or unexpected load deviations.  Deviations between metered  energy and supplied power are accounted for by the EIM.  The imbalance market is used to  resolve imbalances between supply and demand.  The EIM deals only with energy, not ancillary  services or reserves.      The EIM optimally dispatches participating resources to maintain load/resource balance in real‐ time.  The EIM uses the CAISO’s real‐time market, which uses Security Constrained Economic  Dispatch (SCED).  SCED finds the lowest cost generation to serve the load taking into account  operational constraints such as limits on generators or transmission facilities.  The five‐minute  market automatically procures generation needed to meet future imbalances.  The purpose of  the five‐minute market is to meet the very short‐term load forecast.  Dispatch instructions are  effectuated through the Automated Dispatch System (ADS).    The CAISO is the market operator and runs and settles EIM transactions.  The CCE’s scheduling  coordinator would submit the CCE’s load and resource information to the market operator.  EIM  processes are running continuously for every fifteen‐minute and five‐minute interval, producing  dispatch instructions and prices.      Participating resource scheduling coordinators submit energy bids to let the market operator  know that they are available to participate in the real‐time market to help resolve energy  imbalances.  Resource schedulers may also submit an energy bid to declare that resources will  increase or decrease generation if a certain price is struck.  An energy bid is comprised of a  megawatt value and a price.  For every increase in megawatt level, the settlement price also  increases.    The CAISO calculates financial settlements based on the difference between schedules and actual  meter data and bid prices during each hour.  Locational Marginal Prices (LMP) are used in  settlement calculations.  The LMP is the price of a unit of energy at a particular location at a given  time.  LMPs are influenced by nearby generation, load level, and transmission constraints and  losses.  February 26, 2019 Item #6 Page 104 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 96    Appendix H – Separate City Results  Introduction    A jurisdiction participation case was developed to present the impacts of designing a CCE with  only one of the four jurisdictions. The base case includes all four cities; however, a single  jurisdiction can individually establish and operate a CCE.  The benefit of a single city CCE is that  the city can make all policy decisions on revenues, power mix, and programs.  However, all risk  and liability associated with the CCE fall solely on this single jurisdiction. In this structure, it is  recommended that the Partners develop contractual language to minimize risk to general funds,  maintain adequate operating reserves, proactively track regulatory activities, and manage its  energy portfolio. Solana Energy Alliance, Apple Valley Choice Energy, Lancaster Choice Energy,  and CleanPowerSF are examples of single jurisdiction governance models.      The feasibility analysis found that the larger cities of Carlsbad and Oceanside can establish a  single jurisdiction CCEs and still provide 2% rate discounts to ratepayers.  Encinitas can also  establish a CCE, but the projected rate savings are only 1% and several costs were reduced to  ensure reserve requirements are met by the end of the analysis period.  To operate a financially  stable CCE in Encinitas, costs would have to be reduced further to ensure sufficient reserves are  collected during the first 3‐4 years. Finally, the analysis shows that a single jurisdiction CCE in Del  Mar is not likely to be cost effective.     Analysis    The financial proforma model was developed for each city based on the 50% Renewable power  offering. Power supply, data management, billing, SDG&E charges, and non‐bypassable charges  were reduced to reflect the lower load and number of customers.  For the remaining costs, the  assumptions were modified to meet the expected requirement for each city based on the  potential number of customers.   Carlsbad  The City of Carlsbad has about 50,000 accounts or about 34% of the four‐city total.  If the City of  Carlsbad decides to establish a standalone CCE, it was assumed that the staffing, consulting, and  administrative costs would be approximately the same as a four‐city CCE.  The only change in  costs assumed were related to power supply, data management and SDG&E charges.  In addition,  the working capital needs were reduced to $7 million.  Based on this analysis, Carlsbad can offer  2% discount to SDG&E bills and collect up to $18 million in reserves by 2030.      February 26, 2019 Item #6 Page 105 of 116   DRAFT    Community Choice Energy Technical Feasibility Study 97  Del Mar  The City of Del Mar has approximately 2,900 accounts or about 2% of the four‐city total.  If the  City of Del Mar decides to establish a standalone CCE, the costs other than those related to power  supply, data management and SDG&E charges would need to be below $200,000 per year.  To  model the scenario for Del Mar, it was assumed that the CCE would only spend $100,000 per year  in staffing costs, $150,000 in consulting costs, and $10,000 in A&G.  For the analysis, the working  capital needs were reduced to $800,000 and it was assumed that it would be paid off over 10  years.  Based on this conservative analysis, if Del Mar offers 1% discount to SDG&E rates, Del Mar  would not be able to collect sufficient reserves.  It can therefore be concluded that Del Mar is too  small to operate a CCE.   Encinitas  The City of Encinitas has approximately 26,000 accounts or about 20% of the four‐city total.  If  the City of Encinitas decides to establish a standalone CCE, the costs other than those related to  power supply, data management and SDG&E charges would need to be below $2 million per  year.  To model the scenario for Encinitas, it was assumed that the CCE would spend  approximately $1,100,000 per year in staffing costs, another $330,000 in consulting costs, and  $10,000 in A&G.  For the analysis, the working capital needs were reduced to $4.1 million and it  was assumed that it would be paid off over three years.  Based on this analysis, if Encinitas offers  1% discount to SDG&E bills then the reserve level by 2030 would only be $1.7 million.  It can  therefore be concluded that while Encinitas could operate a standalone CCE, the costs other than  those related to power supply, data management and SDG&E charges would need to be  significantly below $2 million per year in order for sufficient reserves to be accumulated during  the first three years.    Oceanside  The City of Oceanside has about 70,000 accounts or about 46% of the four‐city total.  If the City  of Oceanside decides to establish a standalone CCE, it was assumed that the staffing, consulting,  and administrative costs would be approximately the same as a four‐city CCE.  The only change  in costs assumed were related to power supply, data management and SDG&E charges.  In  addition, the working capital needs were reduced to $8.7million.  Based on this analysis,  Oceanside can offer 2% discount to SDG&E rates and collect up to $16.7 million in reserves by  2030.   Results  The base case analysis demonstrates that a four‐city CCE could offer 2% rate savings for a 50%  renewable product.  Under the separate city results, the proformas on the following pages  demonstrate that the same level of savings could potentially be offered by Oceanside and  Carlsbad, while Encinitas would only be able to reduce rates by 1% although additional cost  reductions would be needed to ensure robust financial performance of the CCE.  Finally, the  results show that Del Mar is likely too small to operate as a separate CCE.   February 26, 2019 Item #6 Page 106 of 116 DRAFT  Community Choice Energy Technical Feasibility Study 98   2020202120222023202420252026202720282029 2030Revenues from Operations ($)   Electric Sales Revenues$0 $43,627,456 $51,982,455 $52,603,359 $53,059,934 $55,252,451 $55,919,725 $56,771,213 $57,983,415 $58,857,041 $59,741,485    Less Uncollected Accounts$0 $70,965 $93,271 $93,162 $96,802 $101,085 $104,447 $108,056 $111,745 $115,582 $119,328Total Revenues$0 $43,556,490 $51,889,184 $52,510,197 $52,963,133 $55,151,366 $55,815,277 $56,663,158 $57,871,669 $58,741,459 $59,622,157Cost of Operations ($)   Cost of Energy$0 $30,031,812 $41,108,302 $42,582,397 $44,304,231 $46,350,400 $47,987,303 $49,709,031 $51,449,317 $53,266,137 $55,087,997Operating & Administrative  Billing & Data Management$0 $574,746 $785,207 $802,913 $821,019 $839,533 $858,464 $877,822 $897,617 $917,859 $938,556  SDG&E Fees$0 $129,901 $130,226 $130,551 $130,877 $131,205 $131,533 $131,861 $132,191 $132,522 $132,853  SDG&E Setup and StartUp Fees$0 $80,189 $83,789$0$0$0$0$0$0$0$0  Consulting Services$426,700 $1,617,822 $1,411,407 $1,439,635 $1,468,427 $1,497,796 $1,527,752 $1,558,307 $1,589,473 $1,621,263 $1,653,688  Staffing$389,299 $2,204,114 $2,248,196 $2,293,160 $2,339,023 $2,385,804 $2,433,520 $2,482,190 $2,531,834 $2,582,471 $2,634,120  General & Administrative expenses$28,560 $181,030 $132,651 $135,304 $158,410 $177,184 $143,586 $146,457 $169,787 $188,788 $155,422  Debt Service$114,607 $1,317,980 $1,604,498$0$0$0$0$0$0$0$0   Total  O&A Costs$959,166 $6,105,781 $6,395,972 $4,801,563 $4,917,757 $5,031,521 $5,094,854 $5,196,638 $5,320,902 $5,442,902 $5,514,639Total Cost & Reserves$959,166 $36,137,593 $47,504,274 $47,383,960 $49,221,987 $51,381,921 $53,082,157 $54,905,670 $56,770,219 $58,709,039 $60,602,636CCE Program Surplus/(Deficit)($959,166) $7,418,897 $4,384,910 $5,126,237 $3,741,145 $3,769,445 $2,733,120 $1,757,488 $1,101,451 $32,421 ($980,478)CCE Cumulative Reserves From Operations($959,166) $6,459,731 $10,844,641 $15,970,878 $19,712,023 $23,481,468 $26,214,588 $27,972,076 $29,073,526 $29,105,947 $28,125,469Reserve Additions   Operating Reserve Contributions($959,166) $7,418,897 $4,384,910 $5,126,237 $3,741,145 $3,769,445 $2,733,120 $1,757,488 $1,101,451 $32,421 ($980,478)   Cash from Financing$2,000,000 $5,000,000$0$0$0$0$0$0$0$0$0Total Additions$1,040,834 $12,418,897 $4,384,910 $5,126,237 $3,741,145 $3,769,445 $2,733,120 $1,757,488 $1,101,451 $32,421 ($980,478)Reserve Targets$315,342 $11,880,853 $15,617,844 $15,578,288 $16,182,571 $16,892,686 $17,451,668 $18,051,179 $18,664,182 $19,301,602 $19,924,154Reserve Outlays   Start‐up Funding Payments + Bonds + Collateral$0$0$0$0$0$0$0$0$0$0$0   Working Capital Repayment (Remainder)$0$0$0 $4,469,404$0$0$0$0$0$0$0   New Programs/Additional Rate Savings$0$0$0 $2,923,187$0 $6,196,191$0 $3,332,115$0$0$0Total Reserve Outlays$0$0$0 $7,392,590$0 $6,196,191$0 $3,332,115$0$0$0Rate Stabilization Reserve Balance$1,040,834 $13,459,731 $17,844,641 $15,578,288 $19,319,433 $16,892,686 $19,625,806 $18,051,179 $19,152,630 $19,185,050 $18,204,572CCE Total Bill $0 $136,619,121 $175,755,600 $179,011,980 $182,332,936 $187,273,745 $190,747,384 $194,289,967 $197,902,933 $201,587,748 $205,345,912SDG&E Total Bill $0 $139,407,266 $179,342,449 $182,665,285 $186,054,016 $191,095,658 $194,640,188 $198,255,069 $201,941,768 $205,701,783 $209,536,645Difference $0 $2,788,145 $3,586,849 $3,653,306 $3,721,080 $3,821,913 $3,892,804 $3,965,101 $4,038,835 $4,114,036 $4,190,733Savings 0%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%Exhibit H‐1City of CarlsbadFebruary 26, 2019Item #6 Page 107 of 116   DRAFT  Community Choice Energy Technical Feasibility Study 99  2020202120222023202420252026202720282029 2030Revenues from Operations ($)   Electric Sales Revenues$0 $1,808,337 $2,122,109 $2,147,767 $2,165,818 $2,273,118 $2,300,950 $2,337,254 $2,390,172 $2,427,446 $2,465,193    Less Uncollected Accounts$0$3,758$4,734$4,509$4,682$4,862$5,019$5,183$5,359 $5,521 $5,695Total Revenues$0 $1,804,579 $2,117,376 $2,143,259 $2,161,136 $2,268,256 $2,295,931 $2,332,071 $2,384,814 $2,421,925 $2,459,498Cost of Operations ($)   Cost of Energy$0 $1,245,497 $1,724,643 $1,786,487 $1,858,724 $1,944,568 $2,013,243 $2,085,475 $2,158,487 $2,234,709 $2,311,143Operating & Administrative  Billing & Data Management$0 $34,281 $46,706 $47,759 $48,836 $49,938 $51,064 $52,215 $53,393 $54,597 $55,828  SDG&E Fees$0$7,727$7,746$7,766$7,785$7,804$7,824$7,843$7,863 $7,883 $7,902  SDG&E Setup and StartUp Fees$0 $32,985 $36,585$0$0$0$0$0$0$0$0  Consulting Services$76,500 $156,060 $159,181 $162,365 $165,612 $168,924 $172,303 $175,749 $179,264 $182,849 $186,506  Staffing$76,500 $156,060 $159,181 $162,365 $165,612 $168,924 $172,303 $175,749 $179,264 $182,849 $186,506  General & Administrative expenses$7,140 $130,050 $132,651 $135,304 $143,110 $140,770 $143,586 $146,457 $154,487 $152,374 $155,422  Debt Service$91,686 $183,371 $183,371$0$0$0$0$0$0$0$0   Total  O&A Costs$251,826 $700,534 $725,422 $515,559 $530,956 $536,361 $547,079 $558,014 $574,270 $580,552 $592,164Total Cost & Reserves$251,826 $1,946,031 $2,450,066 $2,302,045 $2,389,680 $2,480,929 $2,560,322 $2,643,489 $2,732,757 $2,815,261 $2,903,307CCE Program Surplus/(Deficit)($251,826) ($141,452) ($332,690) ($158,787) ($228,544) ($212,673) ($264,390) ($311,418) ($347,943) ($393,336) ($443,808)CCE Cumulative Reserves From Operations($251,826) ($393,278) ($725,967) ($884,754) ($1,113,298) ($1,325,971) ($1,590,361) ($1,901,779) ($2,249,722) ($2,643,058) ($3,086,866)Reserve Additions   Operating Reserve Contributions($251,826) ($141,452) ($332,690) ($158,787) ($228,544) ($212,673) ($264,390) ($311,418) ($347,943) ($393,336) ($443,808)   Cash from Financing$800,000$0$0$0$0$0$0$0$0$0$0Total Additions$548,174 ($141,452) ($332,690) ($158,787) ($228,544) ($212,673) ($264,390) ($311,418) ($347,943) ($393,336) ($443,808)Reserve Targets$82,792 $639,791 $805,501 $756,837 $785,648 $815,648 $841,750 $869,092 $898,441 $925,565 $954,512Reserve Outlays   Start‐up Funding Payments + Bonds + Collateral$0$0$0$0$0$0$0$0$0$0$0   Working Capital Repayment (Remainder)$0$0$0 $415,887$0$0$0$0$0$0$0   New Programs/Additional Rate Savings$0$0$0$0$0$0$0$0$0$0$0Total Reserve Outlays$0$0$0 $415,887$0$0$0$0$0$0$0Rate Stabilization Reserve Balance$548,174 $406,722 $74,033 ($500,641) ($729,185) ($941,858) ($1,206,248) ($1,517,666) ($1,865,609) ($2,258,945) ($2,702,754)CCE Total Bill $0 $6,226,877 $8,091,861 $8,244,958 $8,401,140 $8,641,352 $8,804,912 $8,971,768 $9,141,990 $9,315,648 $9,492,815SDG&E Total Bill $0 $6,289,775 $8,173,597 $8,328,241 $8,486,000 $8,728,638 $8,893,850 $9,062,392 $9,234,333 $9,409,746 $9,588,702Difference $0 $62,898 $81,736 $83,282 $84,860 $87,286 $88,939 $90,624 $92,343 $94,097 $95,887Savings 0%1%1%1%1%1%1%1%1%1%1%Exhibit H‐2City of Del MarFebruary 26, 2019Item #6 Page 108 of 116   DRAFT  Community Choice Energy Technical Feasibility Study 100  2020202120222023202420252026202720282029 2030Revenues from Operations ($)   Electric Sales Revenues$0 $15,560,386 $18,265,099 $18,485,981 $18,641,093 $19,575,940 $19,815,685 $20,128,660 $20,585,245 $20,906,585 $21,232,090    Less Uncollected Accounts$0 $26,719 $35,085 $34,335 $35,655 $37,190 $38,441 $39,755 $41,095 $42,470 $43,861Total Revenues$0 $15,533,667 $18,230,015 $18,451,646 $18,605,437 $19,538,750 $19,777,244 $20,088,904 $20,544,150 $20,864,116 $21,188,229Cost of Operations ($)   Cost of Energy$0 $10,653,682 $14,775,949 $15,305,797 $15,924,692 $16,660,166 $17,248,534 $17,867,391 $18,492,919 $19,145,956 $19,800,804Operating & Administrative  Billing & Data Management$0 $311,181 $424,074 $433,637 $443,416 $453,415 $463,639 $474,094 $484,785 $495,717 $506,896  SDG&E Fees$0 $70,157 $70,332 $70,508 $70,684 $70,861 $71,038 $71,216 $71,394 $71,572 $71,751  SDG&E Setup and StartUp Fees$0 $57,106 $60,706$0$0$0$0$0$0$0$0  Consulting Services$168,300 $421,362 $456,319 $465,446 $474,755 $484,250 $493,935 $503,814 $513,890 $524,168 $534,651  Staffing$561,000 $1,144,440 $1,167,329 $1,190,675 $1,214,489 $1,238,779 $1,263,554 $1,288,825 $1,314,602 $1,340,894 $1,367,712  General & Administrative expenses$7,140 $130,050 $132,651 $135,304 $143,110 $140,770 $143,586 $146,457 $154,487 $152,374 $155,422  Debt Service$114,607 $939,777 $939,777$0$0$0$0$0$0$0$0   Total  O&A Costs$851,047 $3,074,073 $3,251,189 $2,295,571 $2,346,454 $2,388,075 $2,435,752 $2,484,406 $2,539,157 $2,584,725 $2,636,431Total Cost & Reserves$851,047 $13,727,755 $18,027,138 $17,601,368 $18,271,146 $19,048,241 $19,684,286 $20,351,798 $21,032,076 $21,730,681 $22,437,235CCE Program Surplus/(Deficit)($851,047) $1,805,912 $202,877 $850,278 $334,291 $490,509 $92,957 ($262,893) ($487,926) ($866,565) ($1,249,006)CCE Cumulative Reserves From Operations($851,047) $954,865 $1,157,742 $2,008,020 $2,342,311 $2,832,820 $2,925,777 $2,662,884 $2,174,958 $1,308,393 $59,387Reserve Additions   Operating Reserve Contributions($851,047) $1,805,912 $202,877 $850,278 $334,291 $490,509 $92,957 ($262,893) ($487,926) ($866,565) ($1,249,006)   Cash from Financing$4,100,000$0$0$0$0$0$0$0$0$0$0Total Additions$3,248,953 $1,805,912 $202,877 $850,278 $334,291 $490,509 $92,957 ($262,893) ($487,926) ($866,565) ($1,249,006)Reserve Targets$279,796 $4,513,235 $5,926,730 $5,786,751 $6,006,952 $6,262,435 $6,471,546 $6,691,002 $6,914,655 $7,144,333 $7,376,625Reserve Outlays   Start‐up Funding Payments + Bonds + Collateral$0$0$0$0$0$0$0$0$0$0$0   Working Capital Repayment (Remainder)$0$0$0 $2,436,089$0$0$0$0$0$0$0   New Programs/Additional Rate Savings$0$0$0$0$0$0$0$0$0$0$0Total Reserve Outlays$0$0$0 $2,436,089$0$0$0$0$0$0$0Rate Stabilization Reserve Balance$3,248,953 $5,054,865 $5,257,742 $3,671,931 $4,006,222 $4,496,731 $4,589,688 $4,326,795 $3,838,869 $2,972,304 $1,723,298CCE Total Bill $0 $53,128,364 $69,101,269 $70,406,455 $71,737,902 $73,803,562 $75,198,065 $76,620,634 $78,071,862 $79,552,350 $81,062,798SDG&E Total Bill $0 $53,665,014 $69,799,262 $71,117,631 $72,462,528 $74,549,053 $75,957,641 $77,394,580 $78,860,466 $80,355,909 $81,881,532Difference $0 $536,650 $697,993 $711,176 $724,625 $745,491 $759,576 $773,946 $788,605 $803,559 $818,733Savings 0%1%1%1%1%1%1%1%1%1%1%City of EncinitasExhibit H‐3February 26, 2019Item #6 Page 109 of 116   DRAFT  Community Choice Energy Technical Feasibility Study 101  2020202120222023202420252026202720282029 2030Revenues from Operations ($)   Electric Sales Revenues$0 $42,496,299 $50,108,857 $50,706,301 $51,138,293 $53,424,355 $54,068,784 $54,898,185 $56,090,096 $56,941,092 $57,802,625    Less Uncollected Accounts$0 $70,035 $91,023 $90,024 $93,533 $97,661 $100,899 $104,377 $107,934 $111,634 $115,242Total Revenues$0 $42,426,264 $50,017,834 $50,616,277 $51,044,760 $53,326,695 $53,967,885 $54,793,808 $55,982,161 $56,829,458 $57,687,383Cost of Operations ($)   Cost of Energy$0 $28,842,815 $39,547,303 $40,965,422 $42,621,873 $44,590,344 $46,165,089 $47,821,438 $49,495,640 $51,243,470 $52,996,149$59.88 $62.70 $64.79 $67.24 $70.17 $72.47 $74.88 $77.31 $79.84 82.36493438Operating & Administrative  Billing & Data Management$0 $787,958 $1,072,220 $1,096,399 $1,121,122 $1,146,404 $1,172,255 $1,198,689 $1,225,720 $1,253,360 $1,281,623  SDG&E Fees$0 $177,383 $177,826 $178,271 $178,717 $179,163 $179,611 $180,060 $180,510 $180,962 $181,414  SDG&E Setup and StartUp Fees$0 $98,534 $102,134$0$0$0$0$0$0$0$0  Consulting Services$426,700 $1,617,822 $1,411,407 $1,439,635 $1,468,427 $1,497,796 $1,527,752 $1,558,307 $1,589,473 $1,621,263 $1,653,688  Staffing$389,299 $2,204,114 $2,248,196 $2,293,160 $2,339,023 $2,385,804 $2,433,520 $2,482,190 $2,531,834 $2,582,471 $2,634,120  General & Administrative expenses$28,560 $181,030 $132,651 $135,304 $158,410 $177,184 $143,586 $146,457 $169,787 $188,788 $155,422  Debt Service$114,607 $1,994,161 $1,994,161$0$0$0$0$0$0$0$0   Total  O&A Costs$959,166 $7,061,002 $7,138,596 $5,142,768 $5,265,700 $5,386,351 $5,456,724 $5,565,704 $5,697,324 $5,826,843 $5,906,267Total Cost & Reserves$959,166 $35,903,818 $46,685,898 $46,108,190 $47,887,573 $49,976,695 $51,621,813 $53,387,143 $55,192,964 $57,070,313 $58,902,416CCE Program Surplus/(Deficit)($959,166) $6,522,446 $3,331,936 $4,508,087 $3,157,187 $3,350,000 $2,346,072 $1,406,665 $789,197 ($240,856) ($1,215,033)CCE Cumulative Reserves From Operations($959,166) $5,563,280 $8,895,216 $13,403,303 $16,560,490 $19,910,490 $22,256,562 $23,663,227 $24,452,424 $24,211,569 $22,996,536Reserve Additions   Operating Reserve Contributions($959,166) $6,522,446 $3,331,936 $4,508,087 $3,157,187 $3,350,000 $2,346,072 $1,406,665 $789,197 ($240,856) ($1,215,033)   Cash from Financing$8,700,000$0$0$0$0$0$0$0$0$0$0Total Additions$7,740,834 $6,522,446 $3,331,936 $4,508,087 $3,157,187 $3,350,000 $2,346,072 $1,406,665 $789,197 ($240,856) ($1,215,033)Reserve Targets$315,342 $11,803,995 $15,348,789 $15,158,857 $15,743,860 $16,430,694 $16,971,555 $17,551,937 $18,145,632 $18,762,843 $19,365,178Reserve Outlays   Start‐up Funding Payments + Bonds + Collateral$0$0$0$0$0$0$0$0$0$0$0   Working Capital Repayment (Remainder)$0$0$0 $5,279,527$0$0$0$0$0$0$0   New Programs/Additional Rate Savings$0$0$0 $1,664,918$0 $5,235,350$0 $2,631,494$0$0$0Total Reserve Outlays$0$0$0 $6,944,446$0 $5,235,350$0 $2,631,494$0$0$0Rate Stabilization Reserve Balance$7,740,834 $14,263,280 $17,595,216 $15,158,857 $18,316,045 $16,430,694 $18,776,766 $17,551,937 $18,341,135 $18,100,279 $16,885,246CCE Total Bill $0 $135,242,074 $173,691,247 $176,918,945 $180,210,981 $185,239,832 $188,684,975 $192,198,638 $195,782,250 $199,437,273 $203,165,200SDG&E Total Bill $0 $138,002,116 $177,235,967 $180,529,536 $183,888,568 $189,020,237 $192,535,689 $196,121,059 $199,777,806 $203,507,422 $207,311,429Difference $0 $2,760,042 $3,544,719 $3,610,591 $3,677,587 $3,780,405 $3,850,714 $3,922,421 $3,995,556 $4,070,148 $4,146,229Savings 0%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%Exhibit H‐4City of OceansideFebruary 26, 2019Item #6 Page 110 of 116 RESOLUTION NO. 2019-025 A RESOLUTION OF THE CITY COUNCIL OF THE CITY OF CARLSBAD AUTHORIZING THE CITY MANAGER TO NEGOTIATE, EXECUTE AND FUND A COST SHARE AGREEMENT ALLOWING FOR THE CITY OF CARLSBAD'S PARTICIPATION IN AN EVALUATION OF POTENTIAL COMMUNITY CHOICE ENERGY PROGRAM GOVERNANCE OPTIONS IN AN AMOUNT NOT TO EXCEED $35,000 · EXHIBIT 2 . WHEREAS, Community Choice Energy is a mechanism that allows local governments to purchase and supply electrical power to customers within their jurisdictions as an alternative to the service provided by an investor-owned utility; and WHEREAS, the terms 'Community Choice Energy' and 'Community Choice Aggregation' are used interchangeably; and WHEREAS, the City of Carlsbad General Plan Sustainability Element includes Policy 9-P.14 to support a regional approach to study the feasibility of establishing Community Choice Aggregation (CCA) or another program that increases the renewable energy supply and maintains the reliability and sustainability of the electrical grid; and WHEREAS, on July 11, 2017, the Carlsbad City Council approved Resolution No. 2017-141 authorizing the City of Carlsbad's participation in a Community Choice Energy Technical Feasibility Study in an amount not to exceed $60,000; and WHEREAS, on January 24, 2018, the City of Carlsbad joined the cities of Del Mar, Encinitas and Oceanside in a cost share agreement to prepare a Community Choice Energy (CCE) Technical Feasibility Study; and WHEREAS, on February 26, 2019, the Carlsbad City Council received a presentation of the draft North San Diego County Cities Community Choice Energy Technical Feasibility Study; and WHEREAS, the draft study determined that a Community Choice Energy program is both technically and financially feasible, and could provide environmental and economic benefits to residents and businesses in the City of Carlsbad; and WHEREAS, several options are available to consider in deciding whether and how to pursue the implementation of Community Choice Energy in the City of Carlsbad; and WHEREAS, the City of Carlsbad has been invited to join the cities of Del Mar, Encinitas and Oceanside in a cost share agreement to engage EES Consulting, Inc. to prepare an evaluation of February 26, 2019 Item #6 Page 111 of 116 Community Choice Energy program governance options, as outlined in their proposal dated February 6, 2019 (Attachment A); and WHEREAS, adoption of this resolution in no way obligates the City of Carlsbad to participate in any future decision to establish a Community Choice Energy program. NOW, THEREFORE, BE IT RESOLVED by the City Council of the City of Carlsbad, California, as follows: 1. That the above recitations are true and correct. 2. That the City Manager is authorized to negotiate and execute a Cost Share Agreement that may include the cities of Oceanside, Del Mar, Encinitas and Carlsbad to prepare an evaluation of potential Community Choice Energy program governance options, as outlined in the February 6, 2019, proposal from EES Consulting, Inc. (Attachment A). 3. That the City Manager, or his designee, is authorized to transfer and appropriate from the City Council Contingency Fund an amount not to exceed $35,000 for the City of Carlsbad portion of the cost to prepare an evaluation of potential Community Choice Energy program governance options. PASSED, APPROVED AND ADOPTED at a Regular Meeting of the City Council of the City of Carlsbad on the 26th day of February 2019, by the following vote, to wit: AYES: NOES: ABSENT: Hall, Blackburn, Bhat-Patel, Schumacher, Hamilton. None. None. (SEAL) February 26, 2019 Item #6 Page 112 of 116 Ms. Crystal Najera February 6, 2019 Page 2 Proposed Scope of Work There is a considerable amount of technical analysis required to properly evaluate CCE governance options. In summary, this analysis should include: ■ Identify governance objectives of Partners. ■ Survey the governance options available to the Partners and contact the possible options to determine their receptivity to including the Partners into their program and on what terms. Specifically, the City of San Diego is soliciting interest in forming a "San Diego area" CCE. Solana Beach already has formed a CCE. Clean Power Alliance of Southern California (Los Angeles and Ventura Counties) have an existing CCE and other southern California CCEs are currently in operation. EES would make initial contact with all these entities to obtain some preliminary information about the Partners joining. It may be that a Request For Information (RFI) from these entities wanting to include the Partners into their CCE is the most efficient means to obtain this information. ■ Once some preliminary metrics on joining these entities are obtained, EES would then quantify the likely costs and relative merits of joining into these efforts and compare these costs to those costs of the Partners forming their own CCE. Via this cost comparison, the likely lower costs of joining a larger CCE could be compared to the relative lack of control and function the Partners' would incur by joining a larger CCE. ■ After the comparative analysis is completed, EES will write-up an analysis of the technical issues into a report which addresses the quantitative economics of the different governance options plus the relative qualitative attractiveness of the different governance options. In addition to the aforementioned technical analysis, there will be a considerable amount of group meetings that EES should likely attend. For example, a quick review of the City of San Diego's proposed schedule to evaluate governances looks to have regular meetings from January through July. This meeting schedule appears to propose 10 -12 meetings. If EES is to be constructive in evaluating the City of San Diego proposals, our attendance and/or participation on conference calls will likely be needed. For purposes of the budget information below, we have assumed that EES will be in attendance at 50% of these meetings and participate via conference call for the other 50% of these meetings. February 26, 2019 Item #6 Page 114 of 116 Ms. Crystal Najera February 6, 2019 Page 2 Schedule/Staffing EES is ready to begin work on this potential undertaking upon being given notice to proceed. Our work load and staffing will allow us to complete all needed technical analysis and comment in the 4 - 5 month period suggested by the City of San Diego. Budget EES bills on a time and materials basis. We propose using the same billing rates for this assignment as used for the Partners' CCE feasibility study. These rates are: President/CEO ............................................................................................... $250 Senior Associate .............................................................................................. 245 Manager .......................................................................................................... 240 Senior Project Manager .................................................................................. 235 Project Manager .............................................................................................. 230 Senior Analyst/Engineer .................................................................................. 225 Analyst/Engineer ............................................................................................. 220 Senior Administrative Assistant ...................................................................... 170 No travel expenses incurred in conjunction with this undertaken will be billed to the Partners. A breakdown of hours/budget by task follows: Task Hours Labor Budget Objectives of Partners 20 $ 4,000.00 Financial Analysis of Options Identify Options/Contact 20 $ 4,000.00 Get Participation Metrics/RF! 50 $10,000.00 Analyze Metrics/Responses 40 $ 8,000.00 Write Report 30 $ 6,000.00 Subtotal Analysis $32,000.00 Team Meetings 5 x $1,500/Meeting $ 7,500.00 City of San Diego Meetings -10 x $1,500/Meeting $15,000.00 Subtotal Meetings $22,500.00 TOTAL EES LABOR BUDGET $54,500.00 EES is flexible in adding or deleting items on this proposed scope of work at the Partners' request. February 26, 2019 Item #6 Page 115 of 116 Morgen Fry From: Sent: To: Cc: Subject: Attachments: For tonight's meeting. Kind regards, Tammy"' City Clerk Tuesday, February 26, 2019 2:36 PM Morgen Fry Andrea Dykes FW: Lane Sharman Speaking Request MarginalPricesCaliforniaWholesaleMarket.pdf From: Lane Sharman Sent: Tuesday, February 26, 2019 2:14 PM All Rece;ve • Agenda Item # _k For the Information of the: CITY COUNCIL A<;_~4CA ~C ~ Date~CM-COO V . To: City Clerk <Clerk@carlsbadca.gov>; Council Internet Email <CityCouncil@carlsbadca.gov> Subject: Lane Sharman Speaking Request Dear Carlsbad City Clerk, Council Coordinator: Thank you in advance for allowing me to reference the attached PDF, a single page document, during my 3 minutes of addressing the public on the CCA Agenda Item tonight (Tues). I look forward to the meeting. Kindest Regards, Lane Sharman I Co-Founder & Executive Director (Interim) San Diego Energy District Advocates for Community Choice Energy Everywhere @) San Diego Energy District Foundation tt .. , to 1:1-1•• Ut ,w tcft. 1 - $160 $140 $120 3 $100 ~ ....... 0 $80 -GI u ·c CL $60 $40 $20 $0 Figure 1.7 Hourly system marginal energy prices --Day-ahead c::==-15-minute --s-minute - - -Average net load ' , , ' ,-, , _____ , ' ,, , .. -- 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1.4 Day-ahead price variability 40,000 35,000 i 30,000 ~ -,:::s nJ 25,000 0 -E 20,000 CII .., ~ u. ti 15,000 C CII taO n, .. 10,000 ! 5,000 0 Prior to June 2017, system marginal energy prices in the day-ahead market had not reached above $200/MWh since 2009. On June 21, 2017, the day-ahead market experienced record high system marginal energy prices that peaked around $609/MWh related to a system-wide heat wave and associated high loads. Since June 21, 2017, day-ahead market prices greater than $200/MWh have been more· frequent, especially during evenings when temperatures and loads are high across the west. DRAFT NORTH SAN DIEGO COUNTY CCE TECHNICAL FEASIBILITY STUDY & RESOLUTION AUTHORIZING EVALUATION OF CCE GOVERNANCE OPTIONS February 26, 2019 Recommended Action: Receive draft study and provide feedback Direct staff to conduct a public workshop on the draft study in coordination with partner cities Approve a resolution authorizing a cost share agreement allowing participation in an evaluation of CCE program governance options –not to exceed $35,000 1 North San Diego County Cities, California Community Choice Energy Technical Feasibility Study Prepared for: The Cities of Carlsbad, Del Mar, Encinitas and Oceanside February 15, 2019 lleo .... u ... •nc. 570 Kirkland Way, Suite 100 Kirkland, Washington 98033 A registered professional engineering and management consulting firm with offices in Kirkland, WA, Portland, OR and La Quinta, CA Telephone: (425) 889-2700 Facsimile: (425) 889-2725 www.eesconsulting.com BACKGROUND July 2017 (Resolution No. 2017-141) –Authorizing participation in a CCE Technical Feasibility Study Approved Carlsbad cost share not to exceed: $60,000 January 2018 –Agreement with Del Mar, Encinitas & Oceanside Encinitas contract with EES Consulting, Inc. Total cost: $104,515 Actual Carlsbad cost share: $30,775 April 2018 -EES received SDG&E energy load data & initiated study February 2019 –Draft study complete 2 CITY COUNCIL RESOLUTION Qualitative & Quantitative Analysis of potential CCE program governance options Risk / Cost / Control Stand-alone City of Carlsbad Joint Powers Authority (JPA) Partner Cities/North SD County/South Orange County San Diego Regional JPA (City/County of San Diego) Join Existing JPA (Solana Beach, Los Angeles, others?) 3 CITY COUNCIL RESOLUTION Same partner cities (Del Mar, Encinitas & Oceanside) Time and materials contract amount: $54,500 City of Carlsbad cost share: $18,000 (4 participants) or $35,000 (3 participants) 4 Presented by: EES Consulting, Inc. (EES) Gary Saleba, President/CEO Consulting, Inc.EES COMMUNITY CHOICE ENERGY FEASIBILITY STUDY INITIAL RESULTS FOR THE CITY OF CARLSBAD MANAGED BY JASON HABER, ASSISTANT TO CITY MANAGER, CITY OF CARLSBAD A registered professional engineering and management consulting firm with offices in Kirkland, WA; Portland, OR; and La Quinta, CA (425) 889-2700 www.eesconsulting.com AGENDA 1 Introduction •What is Community Choice Energy and Where are CCEs Being Formed? •How Does a CCE Operate? •How to Set up a CCE Recap of Final Financial Feasibility Study •Overview of CCE Financial Feasibility Study •Key Assumptions •Rate Analysis Other Feasibility Study Metrics •Risk Analysis and Mitigation •Governance Structures •Management Structures •GHG Reduction •Economic Activity Summary and Recommendations Schedule WHAT IS COMMUNITY CHOICE ENERGY (CCE OR CCA) AND WHERE ARE CCEs BEING FORMED? History of Electric Utility Deregulation AB 117 (2002) Why are CCEs Being Set Up? •Cheaper energy costs •Less Green House Gas emissions (GHG) •Encourage local economic development •Local control over power products, rates and programs Opt-Out Protocol 20% of CA Under CCE Currently 80% of CA Under CCE in 2-3 Years Operational 2018 Launch Exploring / In Progress Map courtesy of Lean Energy: http://www.leanenergyus.org/cca-by-state/california/2 Napa Marin Solano San Francisco ::'tPt~:;t~ Contra Costa Alameda SanJoaQui San Mateo Santa Clara HOW DOES A CCE OPERATE? CCE Potential Offerings: •Energy Efficiency •Distributed Energy Resources •Local Renewable Investment •Electric Vehicle Programs •Microgrid •Fuel Switching Programs •PACE (Property Assessed Clean Energy) •Bulk Power Portfolio Choices 3 CustomerEnergy Source CCE Delivery IOU HOW TO SET UP A CCE Load Data from Incumbent Utility Investor-Owned Utility (IOU) Feasibility Study/Business Plan Pass Ordinance then Form JPA or Enterprise Fund File Implementation Plan with California Public Utilities Commission (CPUC) Secure Start-Up Financing Hire Schedule Coordinator, Data Management and Technical Consultants plus Internal CCE Staff Arrange Billing/Payment Activities with IOU Issue RFP for Power Supply Enroll Customers Launch Usually Takes 12 –18 Months to File Implementation Plan and Then Another 12 Months to Launch 4 OVERVIEW OF CCE FINANCIAL FEASIBILITY STUDY Can the North San Diego County Cities and Specifically Carlsbad, Form a CCE that is Financially Feasible Under a Range of Likely Future Conditions? Methodology: Conservatively Estimate CCE Revenues and Costs and Compare to Comparable Rates of SDG&E Also Review Options for Operational Structures and Governance Choices Identify Risks of Forming a CCE 5 KEY ASSUMPTIONS LOAD BY JURISDICTION 0 100 200 300 400 500 600 700 800 Carlsbad Del Mar Encinitas OceansideGWH Residential Commercial Other 735 Gwh 30 Gwh 258 Gwh 708 Gwh 6 ■ ■ ■ KEY ASSUMPTIONS RESOURCE PORTFOLIO OPTIONS 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 RPS Requirement SDG&E Equivalent 100% Renewable Portfolio 100% Renewable by 2030 7% of Renewable PowerNote: Minimum 80% greenhouse gas free in all scenarios .. ----- --- ... --.. -- Forecast SDG&E Rates Forecast CCE Rates •Power Supply + PCIA •Operations -Billing Data Management-SDG&E Fees-Consulting-Staff-General/Admin-Debt Service •Total Cost of Operations •Funding of Reserves •CCE Comparable Rate Compare SDG&E Rates to CCE Rate Is the CCE Cost Competitive? KEY ASSUMPTIONS FINANCIAL ANALYSIS CONSTRUCT 8 KEY ASSUMPTIONS PRELIMINARY SDG&E GENERATION RATE FORECAST,$/MWH (2019) SDG&E Rate has Two Components: Generation/Power Supply and Wires SDG&E has Procured Renewable Resources to Meet 44%-46% of Supplies at Relatively High Prices Remaining Portfolio Consists of 40%-50% of Natural Gas Resources and 10%-15% of Market Power 2019 Generation Rate Based on Recent SDG&E Rate Case Filing Escalation in Generation Rate Follows Power Market Price Escalation Forecast Offset by Expected Reduction in Renewable Resource Costs –Results in 1% Annual Growth Rate in Generation Rate Component; 2% Escalation in Wires 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12 0.14 2015201620172018201920202021202220232024202520262027202820292030$/kWhHistoric Generation Rate 9 KEY ASSUMPTIONS PRICING FOR POWER SUPPLY 10 Power Costs = Market Power + Renewable + Resource Adequacy + CAISO Charges + Schedule Coordinator Power Costs = 80% –90% of CCE Budget Scenarios Analyzed •Scenario A Conservative, assumed only short-term and more expensive for renewables Avoided making presumption of how CCE Board would manage risk Use market power + renewable energy credits predominantly •Scenario B Most likely, assumed CCE would start layering in longer-term and cheaper renewable contracts after year 2 Option B is standard in CCE community Actual participation in renewable projects for majority of renewables 11 KEY ASSUMPTIONS PRICING FOR POWER SUPPLY (CONT’D) Detailed Assumptions for Power Supply Pricing Common to Options A and B •Market power forecast from CPUC/outside forecasting services •PCC 1 and PCC 2 RECs based on recent RFP responses •GHG premium = $4/MWh •Resource Adequacy (RA) from recent bids and CPUC data •Schedule coordinator charges based on recent bids •CAISO charges based on tariffs •All options comply with SB 100 and SB 350 Option B –Most Likely •Short-term renewables pricing $54/MWh in 2021 escalating to $70/MWh in 2030 •Long-term renewables layered in earlier Year % Long-Term 0 –2 0% 3 50 4 55 5 60 6 –10 65 •Long-term pricing at $35/MWh •Current long-term renewable market < $30/MWh Option A –Conservative •Short-term renewables pricing $54/MWh in 2021 escalating to $70/MWh in 2030 •All short-term pricing except Year % Long-Term 0 –3 0% 4 10 5 20 6 –10 25 •Long-term pricing at $42/MWh All Options Comport with Requirements of SB 100 and SB 350 Final Power Prices Subject to RFP Solicitation Closer to Launch KEY ASSUMPTIONS PCIA FORECAST, $/MWH Reflects the Recent Alternative Proposed Decision (APD) and the 2019 ERRA Filing by SDG&E Longer Term PCIA Decreases Due to Terminating SDG&E Contracts Phase II PCIA Hearings Underway SDG&E has Not Provided a Forecast of Power Costs Impacts on PCIA of IOU’s Selling Off Generation Assets and PG&E Bankruptcy Unclear at this Point 0.0000 0.0050 0.0100 0.0150 0.0200 0.0250 0.0300 20192020202120222023202420252026202720282029203020312032203320342035203620372038203920402041$/kWhPCIA/CTC - APD 2018 PCIA Initial 2019 ERRA (Spring 2018) 12 A • OTHER OPERATING COST ASSUMPTIONS 13 Transmission and Distribution Charges a Pass-Through Billing and Data Management from RFP Responses SDG&E Fees Per Tariff Consulting/Staffing •Assume conservatively full staffing model •11-12 FTEs at full operations •Lower cost options may be available Administrative and General –From Other CCE Budgets Reserve Accumulation –4 Months of Expenses Financing Costs •$1M -$2M start-up then $14 -$15M cash working capital at launch •5-year term at 5.5% interest •Pay back in 2 –3 years RATE ANALYSIS OPTIONS A AND B 0.25 0.26 0.27 0.28 0.29 0.3 0.31 0.32 0.33 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030$/kWhSDG&E Rate SDG&E-Equivalent Renewable Portfolio 100% Renewable by 2030 100% Renewable 14 Note: SDG&E Equivalent and 100% Renewable by 2030 = 2% discount off current total bill 100% Renewable = current total bill SUMMARY OF FINANCIAL FEASIBILITY ANALYSIS FOR FOUR PARTNER CCE 15 CCE is Financially Feasible Under Scenarios A and B Both Scenarios Can Offer a 2% Discount Off Total SDG&E Bill for Equivalent and 100% Renewable by 2030 Assuming 2% Discount, Cash Balances Follow: Same Metrics for Carlsbad Only CCE Would be 35% of Each Number Above Year Scenario A Scenario B Rate Stabilization Fund ($/M)Available for Additional Programs ($/M)Rate Stabilization Fund ($/M)Available for Additional Programs ($/M) 2021 $36.4 $--$26.0 $11.5 2022 $35.4 $15.6 $35.4 $5.1 2023 $35.5 $15.7 $35.4 $12.1 2024 $36.9 $11.2 $35.4 $17.4 2025 $38.6 $4.5 $36.8 $17.3 2026 $39.9 $9.4 $37.5 $17.1 2027 $41.3 $7.1 $38.2 $17.1 2028 $42.7 $5.6 $39.2 $16.8 2029 $44.1 $3.2 $39.9 $17.1 2030 $45.6 $.8 $40.5 $17.3 ----- RATE ANALYSIS SENSITIVITY ASSUMPTIONS Market Prices •High/Low power cost PCIA •High PCIA: Assumed to be 10% higher than base forecast •Low PCIA: Assumed to be 10% lower than base forecast Load •High Load: +0.79% •Low Load: -0.5% 16 RATE ANALYSIS SENSITIVITY ANALYSIS, BASE CASE RENEWABLE PRICES $0.28 $0.29 $0.29 $0.30 $0.30 $0.31 $0.31 $0.32 $0.32 CCE Low Load CCE High Load CCE High Power Costs CCE Low Power Costs CCE High PCIA CCE Low PCIA CCE 100% by 2030 CCE 100% CCE Base CCE "Worst Case" SDG&E Base Case SDG&E High Case SDG&E Low Case $/kWh 17 I I - I --I I --I - I I --I I -I I --I I --I I -I I OTHER CONSIDERATIONS RISK ANALYSIS AND MITIGATION Risk Category and Description Mitigation Strategies Customer Participation •Customers can choose to opt-out •High opt-out rates reduce sales, increase fixed cost per customer •Maintain competitive rates •Tailor programs to local customer priorities •Provide customers with a high-level of service and communication SDG&E Rate Competition •Low customer participation rates •Unfavorable future power market conditions •Regulated charges could increase in the future •Diversify power contract portfolio •Maintain financial reserves and a rate stabilization plan •Monitor SDG&E rates and CCE charges •Ensure relatively low CCE overhead •Leverage CCE’s tax-exempt borrowing advantage to reduce long-term power supply costs Local, Agency, and State Policy •PCIA and other regulated charges may reduce CCE competitiveness •State energy policy could create burdensome energy procurement requirements •Track and participate in relevant CPUC/CEC proceedings and legislation •Develop bi-partisan support with emphasis on both environmental/equity and financial/economic benefits associated with a CCE •Lobby for the same government-imposed charges on all CA utilities 18 OTHER CONSIDERATIONS GOVERNANCE STRUCTURES 19 Form a New City Department (Enterprise)Join Existing JPA (SEA, City of San Diego, CPA, LCE, etc.) Easy to set up JPA completes the work without much effort from the Cities Total control of operations Potential cost savings due to shared services General fund may be liable for CCE risks depending on governance Cities may have less control over the process and operations Create Joint Power Authority (JPA)Less ability to customize for each City’s residents Provides Cities with some local control Less ability to influence power supply options and choices Allows Cities to target programs specifically for residents Ability for JPA to have more influence in regulatory issues Greater effort associated with formation of CCE Greater process in reaching agreement on decisions More decision-making required by the Cities Less liability likely More flexibility and timeliness in formation Liability shield likely Turnkey Operator No cash up-front/going forward Easier for City staff Little control over operations/decision making Less liability likely MANAGEMENT STRUCTURES Full Staffing •Most CCE functions staffed internally •CCE acquires its own financing •Pros: Maximum control over quality of service and long-term decision making •Cons: Full department needed/costs Hiring qualified people Minimal Staffing •CCE employs program managers to manage contractors •CCE acquires its own financing •Pros: Flexible staffing levels Less problem staffing •Cons: Less control Third-Party Turnkey •CCE employs program managers to manage contractors •CCE financing provided by third-party •Pros: Relatively easy No up-front cash/cash working capital •Cons: Possibility of third party abandoning venture Reduced control Higher rates due to higher 3rd party borrowing rate 20 GHG REDUCTION 21 Comparison of Average Annual GHG Emissions from Electricity, by Resource Portfolio (2021-2030) SDG&E Equivalent Renewable Portfolio 100% Renewable by 2030 100% Renewable SDG&E GHG Share %80%89%100%60% Average Emissions (Metric Tons CO2)109,000 61,000 218,000 Difference SDG&E 50% Portfolio for Four Partners (Metric Tons CO2) 109,000 157,000 218,000 For Carlsbad Only 46,000 67,000 93,000 ECONOMIC ACTIVITY 22 $9 Million Rate Savings Effects on the San Diego County Economy Impact Type Employment Jobs Labor Income Total Value Added Output Direct Effect 50.7 $2,473,000 $2,508,000 $ 4,613,000 Indirect Effect 10.7 $ 641,000 $1,039,000 $ 1,740,000 Induced Effect 47.4 $2,273,000 $4,146,000 $ 6,712,000 Total Effect 108.8 $5,387,000 $7,694,000 $13,065,000 SCHEDULE Task Due Date Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Jan Feb Mar Apr May Feasibility Report Final Draft Report 2/1/2019 CCA Ad Hoc Council Subcommittee Meeting 2/15/2019 Council Presentations Carlsbad 2/15/2019 Del Mar 2/15/2019 Encinitas 2/15/2019 Oceanside 2/15/2019 Public Workshops 4/15/2019 Ordinance Approval of Ordinance and Resolution to Create CCA 7/15/2019 Form JPA 9/1/2019 Hire Executive Director 1/1/2020 Hire Staff 6/1/2020 Prepare Implementation Plan 1/1/2020 File Implementation Plan with CPUC 1/1/2020 CPUC completes review of IP 4/1/2020 Register with CPUC and submit Bond 4/1/2020 CPUC confirms registration 5/1/2020 File Historic Load Data with CPUC/CEC 3/17/2020 File Year-Ahead Load Forecast 4/20/2020 Revised Year-Ahead RA Load Forecast 8/16/2020 January Month-Ahead RA Load Forecast Due 10/15/2020 RFP & Contract for Scheduling Coordinator/Portfolio Mng 7/1/2020 Develop risk management and procurement plan 9/1/2020 Power Purchase and Contracting 1/1/2021 RFP & Contract for Line of Credit 8/1/2020 Finalize financial Plan and Rates 10/1/2020 Transaction Testing with SDG&E 12/1/2020 RFP & Contract for Data Mgmt, Billing, Call Cntr, and Mrkt 8/1/2020 Systems Testing with SDG&E 10/1/2020 CCA Website Finalized 11/1/2020 Call Center and CRM Operational 12/1/2020 Pre-Enrollment Notice 1 1/1/2021 Pre-Enrollment Notice 2 2/1/2021 Customer Program Transitions Notice 3/1/2021Program Launch 4/1/2021 Post-Enrollment Notice 1 4/8/2021 Post-Enrollment Notice 2 5/10/2021 2019 Organizational Setup Resource Adequacy 2021 Power Procurement Banking & Credit Customer Noticing 2020 CPUC Registration 24 ------ I I I I I I I I I I t t I DRAFT NORTH SAN DIEGO COUNTY CCE TECHNICAL FEASIBILITY STUDY & RESOLUTION AUTHORIZING EVALUATION OF CCE GOVERNANCE OPTIONS Recommended Action: Receive draft study and provide feedback Direct staff to conduct a public workshop on the draft study in coordination with partner cities, solicit community feedback and return to City Council with the final study & recommendations Approve a resolution authorizing the City Manager to negotiate, execute and fund a cost share agreement allowing participation in an evaluation of CCE program governance options –not to exceed $35,000 30