Agenda packet — MCE Technical Committee, June 5, 2026 (part 5 of 5)

Demand Inputs
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1 15 18 - - - - - - -
1 15 19 - - - - - - -
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1 162 - - - - - - -
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1 16 10 - - - - - - -
1 16 11 - - - - - - -
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1 241 - - - - - - -
Attachment E - 30 MMT CSP

Page 40 of 98 ends

Demand Inputs
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Demand Inputs
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Attachment E - 30 MMT CSP

Page 47 of 98 ends

Demand Inputs
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Attachment E - 30 MMT CSP

Page 48 of 98 ends

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Attachment E - 30 MMT CSP

Page 49 of 98 ends

Demand Inputs
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Attachment E - 30 MMT CSP

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Attachment E - 30 MMT CSP

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Attachment E - 30 MMT CSP

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Demand Inputs
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Attachment E - 30 MMT CSP

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Attachment E - 30 MMT CSP

Page 74 of 98 ends

Demand Inputs
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Attachment E - 30 MMT CSP

Page 76 of 98 ends

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Attachment E - 30 MMT CSP

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Attachment E - 30 MMT CSP

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Attachment E - 30 MMT CSP

Page 79 of 98 ends

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12 20 12 - - - - - - -
12 20 13 - - - - - - -
12 20 14 - - - - - - -
12 20 15 - - - - - - -
12 20 16 - - - - - - -
12 20 17 - - - - - - -
12 20 18 - - - - - - -
12 20 19 - - - - - - -
12 20 20 - - - - - - -
12 20 21 - - - - - - -
12 20 22 - - - - - - -
12 20 23 - - - - - - -
12 20 24 - - - - - - -
12 211 - - - - - - -
12 212 - - - - - - -
12 213 - - - - - - -
12 214 - - - - - - -
12 215 - - - - - - -
12 216 - - - - - - -
12 217 - - - - - - -
12 218 - - - - - - -
12 219 - - - - - - -
12 21 10 - - - - - - -
12 21 11 - - - - - - -
12 21 12 - - - - - - -
12 21 13 - - - - - - -
12 21 14 - - - - - - -
12 21 15 - - - - - - -
12 21 16 - - - - - - -
12 21 17 - - - - - - -
12 21 18 - - - - - - -
12 21 19 - - - - - - -
12 21 20 - - - - - - -
12 21 21 - - - - - - -
12 21 22 - - - - - - -
12 21 23 - - - - - - -
12 21 24 - - - - - - -
12 221 - - - - - - -
12 222 - - - - - - -
12 223 - - - - - - -
12 224 - - - - - - -
12 225 - - - - - - -
12 226 - - - - - - -
12 227 - - - - - - -
12 228 - - - - - - -
12 229 - - - - - - -
12 22 10 - - - - - - -
12 22 11 - - - - - - -
12 22 12 - - - - - - -
12 22 13 - - - - - - -
12 22 14 - - - - - - -
12 22 15 - - - - - - -
12 22 16 - - - - - - -
12 22 17 - - - - - - -
12 22 18 - - - - - - -
12 22 19 - - - - - - -
12 22 20 - - - - - - -
12 22 21 - - - - - - -
12 22 22 - - - - - - -
12 22 23 - - - - - - -
12 22 24 - - - - - - -
12 231 - - - - - - -
12 232 - - - - - - -
12 233 - - - - - - -
12 234 - - - - - - -
12 235 - - - - - - -
12 236 - - - - - - -
12 237 - - - - - - -
12 238 - - - - - - -
12 239 - - - - - - -
12 23 10 - - - - - - -
12 23 11 - - - - - - -
12 23 12 - - - - - - -
12 23 13 - - - - - - -
12 23 14 - - - - - - -
12 23 15 - - - - - - -
12 23 16 - - - - - - -
12 23 17 - - - - - - -
12 23 18 - - - - - - -
12 23 19 - - - - - - -
12 23 20 - - - - - - -
12 23 21 - - - - - - -
12 23 22 - - - - - - -
12 23 23 - - - - - - -
12 23 24 - - - - - - -
12 241 - - - - - - -
12 242 - - - - - - -
12 243 - - - - - - -
12 244 - - - - - - -
12 245 - - - - - - -
12 246 - - - - - - -
12 247 - - - - - - -
12 248 - - - - - - -
12 249 - - - - - - -
12 24 10 - - - - - - -
12 24 11 - - - - - - -
12 24 12 - - - - - - -
12 24 13 - - - - - - -
12 24 14 - - - - - - -
12 24 15 - - - - - - -
12 24 16 - - - - - - -
12 24 17 - - - - - - -
12 24 18 - - - - - - -
12 24 19 - - - - - - -
12 24 20 - - - - - - -
12 24 21 - - - - - - -
12 24 22 - - - - - - -
12 24 23 - - - - - - -
12 24 24 - - - - - - -
12 251 - - - - - - -
12 252 - - - - - - -
12 253 - - - - - - -
12 254 - - - - - - -
12 255 - - - - - - -
12 256 - - - - - - -
12 257 - - - - - - -
12 258 - - - - - - -
12 259 - - - - - - -
12 25 10 - - - - - - -
12 25 11 - - - - - - -
12 25 12 - - - - - - -
12 25 13 - - - - - - -
12 25 14 - - - - - - -
12 25 15 - - - - - - -
12 25 16 - - - - - - -
12 25 17 - - - - - - -
12 25 18 - - - - - - -
12 25 19 - - - - - - -
12 25 20 - - - - - - -
12 25 21 - - - - - - -
12 25 22 - - - - - - -
12 25 23 - - - - - - -
12 25 24 - - - - - - -
12 261 - - - - - - -
12 262 - - - - - - -
12 263 - - - - - - -
12 264 - - - - - - -
12 265 - - - - - - -
12 266 - - - - - - -
12 267 - - - - - - -
12 268 - - - - - - -
12 269 - - - - - - -
12 26 10 - - - - - - -
12 26 11 - - - - - - -
12 26 12 - - - - - - -
12 26 13 - - - - - - -
12 26 14 - - - - - - -
12 26 15 - - - - - - -
12 26 16 - - - - - - -
12 26 17 - - - - - - -
12 26 18 - - - - - - -
12 26 19 - - - - - - -
12 26 20 - - - - - - -
12 26 21 - - - - - - -
12 26 22 - - - - - - -
12 26 23 - - - - - - -
12 26 24 - - - - - - -
12 271 - - - - - - -
12 272 - - - - - - -
12 273 - - - - - - -
12 274 - - - - - - -
12 275 - - - - - - -
12 276 - - - - - - -
12 277 - - - - - - -
12 278 - - - - - - -
12 279 - - - - - - -
12 27 10 - - - - - - -
12 27 11 - - - - - - -
12 27 12 - - - - - - -
12 27 13 - - - - - - -
12 27 14 - - - - - - -
12 27 15 - - - - - - -
12 27 16 - - - - - - -
12 27 17 - - - - - - -
12 27 18 - - - - - - -
12 27 19 - - - - - - -
12 27 20 - - - - - - -
12 27 21 - - - - - - -
12 27 22 - - - - - - -
12 27 23 - - - - - - -
12 27 24 - - - - - - -
12 281 - - - - - - -
12 282 - - - - - - -
12 283 - - - - - - -
12 284 - - - - - - -
12 285 - - - - - - -
12 286 - - - - - - -
12 287 - - - - - - -
12 288 - - - - - - -
12 289 - - - - - - -
Attachment E - 30 MMT CSP

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Demand Inputs
12 28 10 - - - - - - -
12 28 11 - - - - - - -
12 28 12 - - - - - - -
12 28 13 - - - - - - -
12 28 14 - - - - - - -
12 28 15 - - - - - - -
12 28 16 - - - - - - -
12 28 17 - - - - - - -
12 28 18 - - - - - - -
12 28 19 - - - - - - -
12 28 20 - - - - - - -
12 28 21 - - - - - - -
12 28 22 - - - - - - -
12 28 23 - - - - - - -
12 28 24 - - - - - - -
12 291 - - - - - - -
12 292 - - - - - - -
12 293 - - - - - - -
12 294 - - - - - - -
12 295 - - - - - - -
12 296 - - - - - - -
12 297 - - - - - - -
12 298 - - - - - - -
12 299 - - - - - - -
12 29 10 - - - - - - -
12 29 11 - - - - - - -
12 29 12 - - - - - - -
12 29 13 - - - - - - -
12 29 14 - - - - - - -
12 29 15 - - - - - - -
12 29 16 - - - - - - -
12 29 17 - - - - - - -
12 29 18 - - - - - - -
12 29 19 - - - - - - -
12 29 20 - - - - - - -
12 29 21 - - - - - - -
12 29 22 - - - - - - -
12 29 23 - - - - - - -
12 29 24 - - - - - - -
12 301 - - - - - - -
12 302 - - - - - - -
12 303 - - - - - - -
12 304 - - - - - - -
12 305 - - - - - - -
12 306 - - - - - - -
12 307 - - - - - - -
12 308 - - - - - - -
12 309 - - - - - - -
12 30 10 - - - - - - -
12 30 11 - - - - - - -
12 30 12 - - - - - - -
12 30 13 - - - - - - -
12 30 14 - - - - - - -
12 30 15 - - - - - - -
12 30 16 - - - - - - -
12 30 17 - - - - - - -
12 30 18 - - - - - - -
12 30 19 - - - - - - -
12 30 20 - - - - - - -
12 30 21 - - - - - - -
12 30 22 - - - - - - -
12 30 23 - - - - - - -
12 30 24 - - - - - - -
12 311 - - - - - - -
12 312 - - - - - - -
12 313 - - - - - - -
12 314 - - - - - - -
12 315 - - - - - - -
12 316 - - - - - - -
12 317 - - - - - - -
12 318 - - - - - - -
12 319 - - - - - - -
12 31 10 - - - - - - -
12 31 11 - - - - - - -
12 31 12 - - - - - - -
12 31 13 - - - - - - -
12 31 14 - - - - - - -
12 31 15 - - - - - - -
12 31 16 - - - - - - -
12 31 17 - - - - - - -
12 31 18 - - - - - - -
12 31 19 - - - - - - -
12 31 20 - - - - - - -
12 31 21 - - - - - - -
12 31 22 - - - - - - -
12 31 23 - - - - - - -
12 31 24 - - - - - - -
Attachment E - 30 MMT CSP

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ESP GHG Benchmarks
30 MMT in 2035
Pacific Gas and Electric Company (Direct Access) 1.6214 1.1776 11,393 11,393 0.000 0.000 Southern California Edison Company (Direct Access) 1.6376 1.2201 13,421 13,421 0.000 0.000 San Diego Gas and Electric Company (Direct Access) 0.6637 0.4982 3,940 3,940 0.000 0.000 TOTAL 28,754 28,754 0 0 0.000 0.000
Each ESP is required to calculate its own confidential GHG Emissions Benchmark based on its 2030 and 2035 load share within the host IOU’s territory. For any ESP that serves load in more than one IOU service territory, that ESP should add up the separate GHG Emissions Benchmarks calculated based on its share of direct access load for each IOU service territory to result in a single benchmark.When filling out Columns F and G -- "ESP 2030 load within each IOU territory" and "ESP 2035 load within each IOU territory" -- each ESP should utilize the confidential load forecast communicated to it by Energy Division staff.

LSEs within Utility Territory
2035 GHG
Emissions
Benchmark
(MMT)
2035 DA
Load
(GWh)
ESP 2035 load
within each
IOU territory
(GWh)
ESP 2035
benchmark for
each IOU
territory (MMT)
ESP 2030
benchmark for
each IOU
territory (MMT)
ESP 2030 load
within each
IOU territory
(GWh)
2030 DA
Load
(GWh)
2030 GHG
Emissions
Benchmark
(MMT)
Attachment E - 30 MMT CSP

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30 MMT in 2035
Emissions Summary
Emissions Total Unit 2024 2026 2030 2035
CO
2 MMt/yr 0.277 0.380 0.500 0.514
PM2.5 tonnes/yr 39 35 34 31
SO
2 tonnes/yr 18 15 12
7 NOx tonnes/yr 137 116 97 68
Emissions by resource type
CO
2 Unit 2024 2026 2030 2035
Coal MMt/yr - - - -
CHP MMt/yr 0.14 0.14 0.14 0.08
Biogas MMt/yr - - - -
Biomass MMt/yr - - - -
System Power MMt/yr 0.13 0.24 0.36 0.43
Asset Controlling Supplier MMt/yr - - - -
Total MMt/yr 0.28 0.38 0.50 0.51
Average emissions intensity tCO2/MWh 0.048 0.066 0.084 0.084 Oversupply Emissions Credits MMt/yr 0.25 0.24 0.07 0.04 PM2.5 Unit 2024 2026 2030 2035
Coal tonnes/yr - - - -
CHP tonnes/yr 8 8 8 5
Biogas tonnes/yr 13 13 13 5
Biomass tonnes/yr 19 11 1 4
System Power tonnes/yr (1) 3 12 18
Total tonnes/yr 39 35 34 31
Average emissions intensity kg/MWh 0.0068 0.0061 0.0057 0.0052 SO
2 Unit 2024 2026 2030 2035
Coal tonnes/yr - - - -
CHP tonnes/yr 1 1 1 0
Biogas tonnes/yr 10 10 10 4
Biomass tonnes/yr 7 4 0 2
System Power tonnes/yr (0) 0 1 2
Total tonnes/yr 18 15 12 7
Average emissions intensity kg/MWh 0.0031 0.0026 0.0021 0.0012 NOx Unit 2024 2026 2030 2035
Coal tonnes/yr - - - -
CHP tonnes/yr 37 36 35 18
Biogas tonnes/yr 44 44 44 17
Biomass tonnes/yr 58 32 3 13
System Power tonnes/yr (1) 4 14 20
Total tonnes/yr 137 116 97 68
Average emissions intensity kg/MWh 0.0239 0.0202 0.0162 0.0111 Supply and Demand Balance
Demand Summary Unit 2024 2026 2030 2035
Managed Retail Sales Forecast (assigned to LSE) GWh 5,759 5,759 5,955 6,099 Baseline Demand, non-C&I GWh 3,607 3,634 3,805 3,861
Baseline Demand, C&I GWh 3,405 3,455 3,692 3,904
Electric Vehicle Load GWh 244 346 550 841
Building Electrification GWh 28 50 101 168
Energy Efficiency GWh (96) (164) (295) (431)
BTM PV GWh (973) (1,104) (1,428) (1,764)
Attachment E - 30 MMT CSP

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Demand (at generator bus-bar) GWh 6,217 6,218 6,431 6,587 Supply Summary Unit 2024 2026 2030 2035
Large Hydro GWh 845 525 525 525
Imported Hydro GWh 1,150 766 69 120
Asset Controlling Supplier GWh - - - -
Nuclear GWh - - - -
Biogas GWh 80 80 80 30
Biomass GWh 65 38 4 16
Geothermal GWh 332 454 1,753 1,785
Small Hydro GWh 291 106 37 69
Wind CAISO GWh 897 1,336 991 1,014
Wind Out Of State GWh - - 250 250
Wind Offshore GWh - - - 400
Solar Utility Scale GWh 1,815 1,649 1,451 1,137
Solar Distributed GWh 32 32 32 31
Hybrid or Paired Solar and Battery GWh 328 626 614 596
Shed DR GWh 0.0 0.0 0.0 -
Pumped Storage GWh - - - -
Battery Storage GWh (36) (48) (121) (122)
Storage Resource Custom Profile GWh - - - -
RPS Resource Custom Profile GWh - - - -
GHG-free non-RPS Resource Custom Profile GWh - - - -
Coal GWh - - - -
IFM CHP GWh 323 315 312 182
Supply Demand Balance Summary Unit 2024 2026 2030 2035
LSE Supply, before curtailment and exports GWh 6,122 5,879 5,997 6,033 Net Purchases, before curtailment and exports GWh 95 339 434 554 Curtailment GWh (181) (182) (307) (327)
Exports GWh (54) (51) (126) (163)
Zero Emissions Power From System GWh - - 0 3
Net System Power (incurs emissions) GWh 330 572 866 1,041 Check: Supply equals demand TRUE TRUE TRUE TRUE
Renewable and GHG-Free % Unit 2024 2026 2030 2035
Retail Sales GWh 5,759 5,759 5,955 6,099
RPS-Eligible Delivered Renewable GWh 3,659 4,139 4,905 5,001 GHG free GWh 5,654 5,430 5,499 5,649
RPS-Eligible Delivered Renewable Percentage % of retail sales 64% 72% 82% 82% GHG-free Percentage % of retail sales 98% 94% 92% 93%
Attachment E - 30 MMT CSP

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Notes
Includes both in-CAISO and import emissions
Only In-CAISO emissions
Only In-CAISO emissions
Only In-CAISO emissions
Notes
Included in GHG emissions total
Includes emissions from in-CAISO dispatchable gas and unspecified imports Includes both in-CAISO and import emissions
Emissions per MWh of sales
When hourly supply exceeds hourly load and system power is on the margin, LSE recieves credit at the system power emissions rate. Impact included in Total.

Notes
Information only, not included in total
In-CAISO emissions only - unspecified import emissions excluded Only In-CAISO emissions
Emissions per MWh of sales
Notes
Information only, not included in total
In-CAISO emissions only - unspecified import emissions excluded Only In-CAISO emissions
Emissions per MWh of sales
Notes
Information only, not included in total
In-CAISO emissions only - unspecified import emissions excluded Only In-CAISO emissions
Emissions per MWh of sales
Sales forecast (before T&D losses increase demand at generator bus-bar) Summary of active inputs from Demand Inputs tab
Attachment E - 30 MMT CSP

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Notes
Distributed solar generation that is in front of the meter Negative because storage losses represent net negative energy production Negative because storage losses represent net negative energy production Negative because storage losses represent net negative energy production Notes
Represents LSE's net power production, before curtailment and exports reduce the power available to dispace CAISO dispatchable gas/unspecified imports The net system power that the LSE would consume (positive = consume from system, negative = supply to system) if dispatchable gas/unspecified imports were on the margin at the system level in all hours. For information only - not directly used to calculate LSE emissions.

Power that, if supplied to the system, would not displace CAISO dispatchable gas and/or unspecified import emissions and would instead be curtailed Power that, if supplied to the system, would not displace CAISO dispatchable gas and/or unspecified import emissions and would instead be exported Power supplied to meet LSE demand that does not incur emissions. Oversupply conditions at the system level result in surplus zero emissions power in some hours.

Power supplied by the system (or sent back to the system from if negative) in hours when CAISO dispatchable gas and/or unspecified imports are on the margin. The net system power produced or consumed is multiplied by the system power emissions rate in each hour.

Notes
Represents delivered renewable energy. Not directly comparable to production from an LSE's RPS-eligible resources.

A small fraction of Asset Controlling Supplier imports are not counted as GHG-free Represents delivered renewable energy. Not directly comparable to production from an LSE's RPS-eligible resources.

Summary of active inputs from Demand Inputs tab
Wind and solar values represent production potential (pre-curtailment).

Curtailment is calculated at the portfolio level (as opposed to the resource level), and is included as a line item below Attachment E - 30 MMT CSP

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LSE Demand Forecasts
Service Area LSE CPUC ID LSE Name YEAR TYPE Final IRP Sales Forecast (GWH) PGE Pacific Gas and Electric (Direct Access) 2023 ESP 11,393.00 PGE Pacific Gas and Electric (Direct Access) 2024 ESP 11,393.00 PGE Pacific Gas and Electric (Direct Access) 2025 ESP 11,393.00 PGE Pacific Gas and Electric (Direct Access) 2026 ESP 11,393.00 PGE Pacific Gas and Electric (Direct Access) 2027 ESP 11,393.00 PGE Pacific Gas and Electric (Direct Access) 2028 ESP 11,393.00 PGE Pacific Gas and Electric (Direct Access) 2029 ESP 11,393.00 PGE Pacific Gas and Electric (Direct Access) 2030 ESP 11,393.00 PGE Pacific Gas and Electric (Direct Access) 2031 ESP 11,393.00 PGE Pacific Gas and Electric (Direct Access) 2032 ESP 11,393.00 PGE Pacific Gas and Electric (Direct Access) 2033 ESP 11,393.00 PGE Pacific Gas and Electric (Direct Access) 2034 ESP 11,393.00 PGE Pacific Gas and Electric (Direct Access) 2035 ESP 11,393.00 SCE Southern California Edison (Direct Access) 2023 ESP 13,420.85 SCE Southern California Edison (Direct Access) 2024 ESP 13,420.85 SCE Southern California Edison (Direct Access) 2025 ESP 13,420.85 SCE Southern California Edison (Direct Access) 2026 ESP 13,420.85 SCE Southern California Edison (Direct Access) 2027 ESP 13,420.85 SCE Southern California Edison (Direct Access) 2028 ESP 13,420.85 SCE Southern California Edison (Direct Access) 2029 ESP 13,420.85 SCE Southern California Edison (Direct Access) 2030 ESP 13,420.85 SCE Southern California Edison (Direct Access) 2031 ESP 13,420.85 SCE Southern California Edison (Direct Access) 2032 ESP 13,420.85 SCE Southern California Edison (Direct Access) 2033 ESP 13,420.85 SCE Southern California Edison (Direct Access) 2034 ESP 13,420.85 SCE Southern California Edison (Direct Access) 2035 ESP 13,420.85 SDGE San Diego Gas and Electric (Direct Access) 2023 ESP 3,940.00 SDGE San Diego Gas and Electric (Direct Access) 2024 ESP 3,940.00 SDGE San Diego Gas and Electric (Direct Access) 2025 ESP 3,940.00 SDGE San Diego Gas and Electric (Direct Access) 2026 ESP 3,940.00 SDGE San Diego Gas and Electric (Direct Access) 2027 ESP 3,940.00 SDGE San Diego Gas and Electric (Direct Access) 2028 ESP 3,940.00 SDGE San Diego Gas and Electric (Direct Access) 2029 ESP 3,940.00 SDGE San Diego Gas and Electric (Direct Access) 2030 ESP 3,940.00 SDGE San Diego Gas and Electric (Direct Access) 2031 ESP 3,940.00 SDGE San Diego Gas and Electric (Direct Access) 2032 ESP 3,940.00 SDGE San Diego Gas and Electric (Direct Access) 2033 ESP 3,940.00 SDGE San Diego Gas and Electric (Direct Access) 2034 ESP 3,940.00 SDGE San Diego Gas and Electric (Direct Access) 2035 ESP 3,940.00 PGE PGE Pacific Gas and Electric (Bundled) 2023 IOU 26,903.26 PGE PGE Pacific Gas and Electric (Bundled) 2024 IOU 27,098.07 PGE PGE Pacific Gas and Electric (Bundled) 2025 IOU 27,256.63 PGE PGE Pacific Gas and Electric (Bundled) 2026 IOU 27,398.95 PGE PGE Pacific Gas and Electric (Bundled) 2027 IOU 27,549.43 PGE PGE Pacific Gas and Electric (Bundled) 2028 IOU 27,650.24 PGE PGE Pacific Gas and Electric (Bundled) 2029 IOU 27,879.43 PGE PGE Pacific Gas and Electric (Bundled) 2030 IOU 28,019.56 PGE PGE Pacific Gas and Electric (Bundled) 2031 IOU 28,355.70 PGE PGE Pacific Gas and Electric (Bundled) 2032 IOU 28,612.64 PGE PGE Pacific Gas and Electric (Bundled) 2033 IOU 29,044.21 PGE PGE Pacific Gas and Electric (Bundled) 2034 IOU 29,434.18 PGE PGE Pacific Gas and Electric (Bundled) 2035 IOU 29,851.64 SCE SCE Southern California Edison (Bundled) 2023 IOU 51,695.20 SCE SCE Southern California Edison (Bundled) 2024 IOU 51,866.12 SCE SCE Southern California Edison (Bundled) 2025 IOU 52,196.12 SCE SCE Southern California Edison (Bundled) 2026 IOU 52,501.95 SCE SCE Southern California Edison (Bundled) 2027 IOU 52,943.78 SCE SCE Southern California Edison (Bundled) 2028 IOU 53,251.42 Individual LSE Energy Load Forecast Assignments for Use in 2022 LSE IRPs Assigned per June 15, 2022 ALJ Ruling - https://docs.cpuc.ca.gov/SearchRes.aspx?docformat=ALL&docid=485625915 Attachment E - 30 MMT CSP

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LSE Demand Forecasts
SCE SCE Southern California Edison (Bundled) 2029 IOU 53,601.83 SCE SCE Southern California Edison (Bundled) 2030 IOU 53,909.21 SCE SCE Southern California Edison (Bundled) 2031 IOU 54,293.31 SCE SCE Southern California Edison (Bundled) 2032 IOU 54,525.33 SCE SCE Southern California Edison (Bundled) 2033 IOU 54,791.53 SCE SCE Southern California Edison (Bundled) 2034 IOU 55,033.06 SCE SCE Southern California Edison (Bundled) 2035 IOU 55,275.88 SDGE SDGE San Diego Gas and Electric (Bundled) 2023 IOU 4,421.70 SDGE SDGE San Diego Gas and Electric (Bundled) 2024 IOU 3,637.80 SDGE SDGE San Diego Gas and Electric (Bundled) 2025 IOU 3,638.92 SDGE SDGE San Diego Gas and Electric (Bundled) 2026 IOU 3,645.46 SDGE SDGE San Diego Gas and Electric (Bundled) 2027 IOU 3,656.22 SDGE SDGE San Diego Gas and Electric (Bundled) 2028 IOU 3,663.55 SDGE SDGE San Diego Gas and Electric (Bundled) 2029 IOU 3,677.82 SDGE SDGE San Diego Gas and Electric (Bundled) 2030 IOU 3,694.02 SDGE SDGE San Diego Gas and Electric (Bundled) 2031 IOU 3,716.29 SDGE SDGE San Diego Gas and Electric (Bundled) 2032 IOU 3,734.01 SDGE SDGE San Diego Gas and Electric (Bundled) 2033 IOU 3,755.70 SDGE SDGE San Diego Gas and Electric (Bundled) 2034 IOU 3,772.75 SDGE SDGE San Diego Gas and Electric (Bundled) 2035 IOU 3,787.41 PGE 3CE Central Coast Community Energy 2023 CCA 4,557.05 PGE 3CE Central Coast Community Energy 2024 CCA 4,594.72 PGE 3CE Central Coast Community Energy 2025 CCA 4,617.45 PGE 3CE Central Coast Community Energy 2026 CCA 4,640.88 PGE 3CE Central Coast Community Energy 2027 CCA 4,672.05 PGE 3CE Central Coast Community Energy 2028 CCA 4,697.30 PGE 3CE Central Coast Community Energy 2029 CCA 4,729.19 PGE 3CE Central Coast Community Energy 2030 CCA 4,760.56 PGE 3CE Central Coast Community Energy 2031 CCA 4,799.79 PGE 3CE Central Coast Community Energy 2032 CCA 4,829.14 PGE 3CE Central Coast Community Energy 2033 CCA 4,864.25 PGE 3CE Central Coast Community Energy 2034 CCA 4,898.33 PGE 3CE Central Coast Community Energy 2035 CCA 4,935.53 PGE CPSF CleanPowerSF 2023 CCA 2,943.85
PGE CPSF CleanPowerSF 2024 CCA 2,969.61
PGE CPSF CleanPowerSF 2025 CCA 2,992.90
PGE CPSF CleanPowerSF 2026 CCA 3,015.45
PGE CPSF CleanPowerSF 2027 CCA 3,039.05
PGE CPSF CleanPowerSF 2028 CCA 3,061.60
PGE CPSF CleanPowerSF 2029 CCA 3,089.80
PGE CPSF CleanPowerSF 2030 CCA 3,119.16
PGE CPSF CleanPowerSF 2031 CCA 3,152.83
PGE CPSF CleanPowerSF 2032 CCA 3,181.17
PGE CPSF CleanPowerSF 2033 CCA 3,215.15
PGE CPSF CleanPowerSF 2034 CCA 3,247.21
PGE CPSF CleanPowerSF 2035 CCA 3,292.89
PGE EBCE East Bay Community Energy 2023 CCA 6,651.95
PGE EBCE East Bay Community Energy 2024 CCA 6,739.80
PGE EBCE East Bay Community Energy 2025 CCA 6,815.88
PGE EBCE East Bay Community Energy 2026 CCA 6,887.17
PGE EBCE East Bay Community Energy 2027 CCA 6,954.65
PGE EBCE East Bay Community Energy 2028 CCA 7,026.50
PGE EBCE East Bay Community Energy 2029 CCA 7,100.58
PGE EBCE East Bay Community Energy 2030 CCA 7,179.74
PGE EBCE East Bay Community Energy 2031 CCA 7,259.20
PGE EBCE East Bay Community Energy 2032 CCA 7,326.11
PGE EBCE East Bay Community Energy 2033 CCA 7,393.58
PGE EBCE East Bay Community Energy 2034 CCA 7,461.20
PGE EBCE East Bay Community Energy 2035 CCA 7,539.97
PGE KCCP King City Community Power 2023 CCA 33.86
PGE KCCP King City Community Power 2024 CCA 34.12
PGE KCCP King City Community Power 2025 CCA 34.33
Attachment E - 30 MMT CSP

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LSE Demand Forecasts
PGE KCCP King City Community Power 2026 CCA 34.55
PGE KCCP King City Community Power 2027 CCA 34.80
PGE KCCP King City Community Power 2028 CCA 35.05
PGE KCCP King City Community Power 2029 CCA 35.39
PGE KCCP King City Community Power 2030 CCA 35.73
PGE KCCP King City Community Power 2031 CCA 36.17
PGE KCCP King City Community Power 2032 CCA 36.54
PGE KCCP King City Community Power 2033 CCA 37.00
PGE KCCP King City Community Power 2034 CCA 37.46
PGE KCCP King City Community Power 2035 CCA 37.95
PGE MCE Marin Clean Energy 2023 CCA 5,728.63
PGE MCE Marin Clean Energy 2024 CCA 5,758.94
PGE MCE Marin Clean Energy 2025 CCA 5,755.61
PGE MCE Marin Clean Energy 2026 CCA 5,759.26
PGE MCE Marin Clean Energy 2027 CCA 5,766.74
PGE MCE Marin Clean Energy 2028 CCA 5,795.21
PGE MCE Marin Clean Energy 2029 CCA 5,827.36
PGE MCE Marin Clean Energy 2030 CCA 5,955.34
PGE MCE Marin Clean Energy 2031 CCA 5,982.79
PGE MCE Marin Clean Energy 2032 CCA 6,039.93
PGE MCE Marin Clean Energy 2033 CCA 6,040.19
PGE MCE Marin Clean Energy 2034 CCA 6,066.94
PGE MCE Marin Clean Energy 2035 CCA 6,098.58
PGE PCEA Peninsula Clean Energy Authority 2023 CCA 3,424.82 PGE PCEA Peninsula Clean Energy Authority 2024 CCA 3,455.72 PGE PCEA Peninsula Clean Energy Authority 2025 CCA 3,461.01 PGE PCEA Peninsula Clean Energy Authority 2026 CCA 3,495.78 PGE PCEA Peninsula Clean Energy Authority 2027 CCA 3,554.01 PGE PCEA Peninsula Clean Energy Authority 2028 CCA 3,620.17 PGE PCEA Peninsula Clean Energy Authority 2029 CCA 3,666.17 PGE PCEA Peninsula Clean Energy Authority 2030 CCA 3,721.49 PGE PCEA Peninsula Clean Energy Authority 2031 CCA 3,780.66 PGE PCEA Peninsula Clean Energy Authority 2032 CCA 3,847.92 PGE PCEA Peninsula Clean Energy Authority 2033 CCA 3,897.29 PGE PCEA Peninsula Clean Energy Authority 2034 CCA 3,960.71 PGE PCEA Peninsula Clean Energy Authority 2035 CCA 4,032.71 PGE PIONEER Pioneer Community Energy 2023 CCA 1,888.43
PGE PIONEER Pioneer Community Energy 2024 CCA 1,904.69
PGE PIONEER Pioneer Community Energy 2025 CCA 1,916.17
PGE PIONEER Pioneer Community Energy 2026 CCA 1,926.85
PGE PIONEER Pioneer Community Energy 2027 CCA 1,938.95
PGE PIONEER Pioneer Community Energy 2028 CCA 1,951.69
PGE PIONEER Pioneer Community Energy 2029 CCA 1,968.03
PGE PIONEER Pioneer Community Energy 2030 CCA 1,986.47
PGE PIONEER Pioneer Community Energy 2031 CCA 2,006.21
PGE PIONEER Pioneer Community Energy 2032 CCA 2,023.27
PGE PIONEER Pioneer Community Energy 2033 CCA 2,044.07
PGE PIONEER Pioneer Community Energy 2034 CCA 2,065.07
PGE PIONEER Pioneer Community Energy 2035 CCA 2,089.92
PGE RCEA Redwood Coast Energy Authority 2023 CCA 674.13 PGE RCEA Redwood Coast Energy Authority 2024 CCA 677.92 PGE RCEA Redwood Coast Energy Authority 2025 CCA 678.67 PGE RCEA Redwood Coast Energy Authority 2026 CCA 680.61 PGE RCEA Redwood Coast Energy Authority 2027 CCA 682.11 PGE RCEA Redwood Coast Energy Authority 2028 CCA 683.33 PGE RCEA Redwood Coast Energy Authority 2029 CCA 684.37 PGE RCEA Redwood Coast Energy Authority 2030 CCA 685.27 PGE RCEA Redwood Coast Energy Authority 2031 CCA 686.06 PGE RCEA Redwood Coast Energy Authority 2032 CCA 686.77 PGE RCEA Redwood Coast Energy Authority 2033 CCA 687.38 PGE RCEA Redwood Coast Energy Authority 2034 CCA 687.96 PGE RCEA Redwood Coast Energy Authority 2035 CCA 688.50 Attachment E - 30 MMT CSP

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LSE Demand Forecasts
PGE SJCE San José Clean Energy 2023 CCA 3,789.74
PGE SJCE San José Clean Energy 2024 CCA 3,820.79
PGE SJCE San José Clean Energy 2025 CCA 3,844.49
PGE SJCE San José Clean Energy 2026 CCA 3,867.62
PGE SJCE San José Clean Energy 2027 CCA 3,894.50
PGE SJCE San José Clean Energy 2028 CCA 3,921.64
PGE SJCE San José Clean Energy 2029 CCA 3,957.58
PGE SJCE San José Clean Energy 2030 CCA 3,995.71
PGE SJCE San José Clean Energy 2031 CCA 4,040.38
PGE SJCE San José Clean Energy 2032 CCA 4,079.40
PGE SJCE San José Clean Energy 2033 CCA 4,126.86
PGE SJCE San José Clean Energy 2034 CCA 4,174.19
PGE SJCE San José Clean Energy 2035 CCA 4,227.40
PGE SVCEA Silicon Valley Clean Energy Authority 2023 CCA 3,654.29 PGE SVCEA Silicon Valley Clean Energy Authority 2024 CCA 3,681.47 PGE SVCEA Silicon Valley Clean Energy Authority 2025 CCA 3,700.66 PGE SVCEA Silicon Valley Clean Energy Authority 2026 CCA 3,720.83 PGE SVCEA Silicon Valley Clean Energy Authority 2027 CCA 3,744.51 PGE SVCEA Silicon Valley Clean Energy Authority 2028 CCA 3,767.83 PGE SVCEA Silicon Valley Clean Energy Authority 2029 CCA 3,799.80 PGE SVCEA Silicon Valley Clean Energy Authority 2030 CCA 3,833.43 PGE SVCEA Silicon Valley Clean Energy Authority 2031 CCA 3,874.42 PGE SVCEA Silicon Valley Clean Energy Authority 2032 CCA 3,909.98 PGE SVCEA Silicon Valley Clean Energy Authority 2033 CCA 3,953.07 PGE SVCEA Silicon Valley Clean Energy Authority 2034 CCA 3,995.93 PGE SVCEA Silicon Valley Clean Energy Authority 2035 CCA 4,043.64 PGE SOMA Sonoma Clean Power 2023 CCA 2,208.14
PGE SOMA Sonoma Clean Power 2024 CCA 2,227.09
PGE SOMA Sonoma Clean Power 2025 CCA 2,241.23
PGE SOMA Sonoma Clean Power 2026 CCA 2,254.51
PGE SOMA Sonoma Clean Power 2027 CCA 2,269.72
PGE SOMA Sonoma Clean Power 2028 CCA 2,285.47
PGE SOMA Sonoma Clean Power 2029 CCA 2,305.87
PGE SOMA Sonoma Clean Power 2030 CCA 2,328.20
PGE SOMA Sonoma Clean Power 2031 CCA 2,353.02
PGE SOMA Sonoma Clean Power 2032 CCA 2,374.63
PGE SOMA Sonoma Clean Power 2033 CCA 2,400.97
PGE SOMA Sonoma Clean Power 2034 CCA 2,427.39
PGE SOMA Sonoma Clean Power 2035 CCA 2,457.92
PGE VCEA Valley Clean Energy Alliance 2023 CCA 727.31
PGE VCEA Valley Clean Energy Alliance 2024 CCA 718.40
PGE VCEA Valley Clean Energy Alliance 2025 CCA 729.10
PGE VCEA Valley Clean Energy Alliance 2026 CCA 740.65
PGE VCEA Valley Clean Energy Alliance 2027 CCA 751.72
PGE VCEA Valley Clean Energy Alliance 2028 CCA 764.61
PGE VCEA Valley Clean Energy Alliance 2029 CCA 774.12
PGE VCEA Valley Clean Energy Alliance 2030 CCA 786.37
PGE VCEA Valley Clean Energy Alliance 2031 CCA 798.81
PGE VCEA Valley Clean Energy Alliance 2032 CCA 812.46
PGE VCEA Valley Clean Energy Alliance 2033 CCA 822.41
PGE VCEA Valley Clean Energy Alliance 2034 CCA 833.95
PGE VCEA Valley Clean Energy Alliance 2035 CCA 846.61
SCE AVCE Apple Valley Choice Energy 2023 CCA 257.34
SCE AVCE Apple Valley Choice Energy 2024 CCA 260.33
SCE AVCE Apple Valley Choice Energy 2025 CCA 262.17
SCE AVCE Apple Valley Choice Energy 2026 CCA 263.86
SCE AVCE Apple Valley Choice Energy 2027 CCA 266.23
SCE AVCE Apple Valley Choice Energy 2028 CCA 268.11
SCE AVCE Apple Valley Choice Energy 2029 CCA 269.93
SCE AVCE Apple Valley Choice Energy 2030 CCA 271.62
SCE AVCE Apple Valley Choice Energy 2031 CCA 273.14
SCE AVCE Apple Valley Choice Energy 2032 CCA 274.01
Attachment E - 30 MMT CSP

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LSE Demand Forecasts
SCE AVCE Apple Valley Choice Energy 2033 CCA 275.00
SCE AVCE Apple Valley Choice Energy 2034 CCA 275.88
SCE AVCE Apple Valley Choice Energy 2035 CCA 276.96
SCE 3CE Central Coast Community Energy 2023 CCA 553.70
SCE 3CE Central Coast Community Energy 2024 CCA 551.01
SCE 3CE Central Coast Community Energy 2025 CCA 548.29
SCE 3CE Central Coast Community Energy 2026 CCA 545.56
SCE 3CE Central Coast Community Energy 2027 CCA 542.84
SCE 3CE Central Coast Community Energy 2028 CCA 540.12
SCE 3CE Central Coast Community Energy 2029 CCA 537.41
SCE 3CE Central Coast Community Energy 2030 CCA 534.72
SCE 3CE Central Coast Community Energy 2031 CCA 532.07
SCE 3CE Central Coast Community Energy 2032 CCA 529.42
SCE 3CE Central Coast Community Energy 2033 CCA 533.00
SCE 3CE Central Coast Community Energy 2034 CCA 536.46
SCE 3CE Central Coast Community Energy 2035 CCA 540.25
SCE CPASC Clean Power Alliance 2023 CCA 10,901.82
SCE CPASC Clean Power Alliance 2024 CCA 11,015.38
SCE CPASC Clean Power Alliance 2025 CCA 11,087.48
SCE CPASC Clean Power Alliance 2026 CCA 11,154.57
SCE CPASC Clean Power Alliance 2027 CCA 11,248.74
SCE CPASC Clean Power Alliance 2028 CCA 11,321.00
SCE CPASC Clean Power Alliance 2029 CCA 11,397.82
SCE CPASC Clean Power Alliance 2030 CCA 11,466.83
SCE CPASC Clean Power Alliance 2031 CCA 11,543.04
SCE CPASC Clean Power Alliance 2032 CCA 11,589.56
SCE CPASC Clean Power Alliance 2033 CCA 11,643.36
SCE CPASC Clean Power Alliance 2034 CCA 11,692.24
SCE CPASC Clean Power Alliance 2035 CCA 11,744.26
SCE DCE Desert Community Energy 2023 CCA 444.00
SCE DCE Desert Community Energy 2024 CCA 456.45
SCE DCE Desert Community Energy 2025 CCA 459.91
SCE DCE Desert Community Energy 2026 CCA 461.33
SCE DCE Desert Community Energy 2027 CCA 462.99
SCE DCE Desert Community Energy 2028 CCA 464.89
SCE DCE Desert Community Energy 2029 CCA 467.04
SCE DCE Desert Community Energy 2030 CCA 469.42
SCE DCE Desert Community Energy 2031 CCA 472.05
SCE DCE Desert Community Energy 2032 CCA 474.93
SCE DCE Desert Community Energy 2033 CCA 478.04
SCE DCE Desert Community Energy 2034 CCA 481.40
SCE DCE Desert Community Energy 2035 CCA 485.00
SCE PALMDALE Energy for Palmdale’s Independent Choice 2023 CCA 552.80 SCE PALMDALE Energy for Palmdale’s Independent Choice 2024 CCA 610.35 SCE PALMDALE Energy for Palmdale’s Independent Choice 2025 CCA 615.01 SCE PALMDALE Energy for Palmdale’s Independent Choice 2026 CCA 619.34 SCE PALMDALE Energy for Palmdale’s Independent Choice 2027 CCA 625.16 SCE PALMDALE Energy for Palmdale’s Independent Choice 2028 CCA 630.11 SCE PALMDALE Energy for Palmdale’s Independent Choice 2029 CCA 635.50 SCE PALMDALE Energy for Palmdale’s Independent Choice 2030 CCA 640.32 SCE PALMDALE Energy for Palmdale’s Independent Choice 2031 CCA 645.45 SCE PALMDALE Energy for Palmdale’s Independent Choice 2032 CCA 648.93 SCE PALMDALE Energy for Palmdale’s Independent Choice 2033 CCA 652.90 SCE PALMDALE Energy for Palmdale’s Independent Choice 2034 CCA 656.53 SCE PALMDALE Energy for Palmdale’s Independent Choice 2035 CCA 660.25 SCE LCE Lancaster Choice Energy 2023 CCA 589.26
SCE LCE Lancaster Choice Energy 2024 CCA 595.74
SCE LCE Lancaster Choice Energy 2025 CCA 599.86
SCE LCE Lancaster Choice Energy 2026 CCA 603.66
SCE LCE Lancaster Choice Energy 2027 CCA 608.98
SCE LCE Lancaster Choice Energy 2028 CCA 613.16
SCE LCE Lancaster Choice Energy 2029 CCA 617.43
Attachment E - 30 MMT CSP

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LSE Demand Forecasts
SCE LCE Lancaster Choice Energy 2030 CCA 621.33
SCE LCE Lancaster Choice Energy 2031 CCA 625.23
SCE LCE Lancaster Choice Energy 2032 CCA 627.58
SCE LCE Lancaster Choice Energy 2033 CCA 630.28
SCE LCE Lancaster Choice Energy 2034 CCA 632.71
SCE LCE Lancaster Choice Energy 2035 CCA 635.45
SCE OCPA Orange County Power Authority 2023 CCA 3,581.79 SCE OCPA Orange County Power Authority 2024 CCA 3,942.95 SCE OCPA Orange County Power Authority 2025 CCA 3,973.07 SCE OCPA Orange County Power Authority 2026 CCA 4,001.06 SCE OCPA Orange County Power Authority 2027 CCA 4,038.60 SCE OCPA Orange County Power Authority 2028 CCA 4,070.64 SCE OCPA Orange County Power Authority 2029 CCA 4,105.44 SCE OCPA Orange County Power Authority 2030 CCA 4,136.55 SCE OCPA Orange County Power Authority 2031 CCA 4,169.66 SCE OCPA Orange County Power Authority 2032 CCA 4,192.14 SCE OCPA Orange County Power Authority 2033 CCA 4,217.79 SCE OCPA Orange County Power Authority 2034 CCA 4,241.19 SCE OCPA Orange County Power Authority 2035 CCA 4,265.26 SCE PRIME Pico Rivera Innovative Municipal Energy 2023 CCA 225.46 SCE PRIME Pico Rivera Innovative Municipal Energy 2024 CCA 227.74 SCE PRIME Pico Rivera Innovative Municipal Energy 2025 CCA 229.23 SCE PRIME Pico Rivera Innovative Municipal Energy 2026 CCA 230.63 SCE PRIME Pico Rivera Innovative Municipal Energy 2027 CCA 232.58 SCE PRIME Pico Rivera Innovative Municipal Energy 2028 CCA 234.09 SCE PRIME Pico Rivera Innovative Municipal Energy 2029 CCA 235.74 SCE PRIME Pico Rivera Innovative Municipal Energy 2030 CCA 237.21 SCE PRIME Pico Rivera Innovative Municipal Energy 2031 CCA 238.91 SCE PRIME Pico Rivera Innovative Municipal Energy 2032 CCA 239.98 SCE PRIME Pico Rivera Innovative Municipal Energy 2033 CCA 241.22 SCE PRIME Pico Rivera Innovative Municipal Energy 2034 CCA 242.35 SCE PRIME Pico Rivera Innovative Municipal Energy 2035 CCA 243.51 SCE POMONA Pomona Choice Energy 2023 CCA 386.84
SCE POMONA Pomona Choice Energy 2024 CCA 390.80
SCE POMONA Pomona Choice Energy 2025 CCA 393.61
SCE POMONA Pomona Choice Energy 2026 CCA 396.20
SCE POMONA Pomona Choice Energy 2027 CCA 399.73
SCE POMONA Pomona Choice Energy 2028 CCA 402.69
SCE POMONA Pomona Choice Energy 2029 CCA 405.84
SCE POMONA Pomona Choice Energy 2030 CCA 408.68
SCE POMONA Pomona Choice Energy 2031 CCA 411.58
SCE POMONA Pomona Choice Energy 2032 CCA 413.48
SCE POMONA Pomona Choice Energy 2033 CCA 415.67
SCE POMONA Pomona Choice Energy 2034 CCA 417.66
SCE POMONA Pomona Choice Energy 2035 CCA 419.77
SCE RMEA Rancho Mirage Energy Authority 2023 CCA 280.26 SCE RMEA Rancho Mirage Energy Authority 2024 CCA 283.27 SCE RMEA Rancho Mirage Energy Authority 2025 CCA 284.97 SCE RMEA Rancho Mirage Energy Authority 2026 CCA 286.55 SCE RMEA Rancho Mirage Energy Authority 2027 CCA 288.84 SCE RMEA Rancho Mirage Energy Authority 2028 CCA 290.47 SCE RMEA Rancho Mirage Energy Authority 2029 CCA 292.09 SCE RMEA Rancho Mirage Energy Authority 2030 CCA 293.58 SCE RMEA Rancho Mirage Energy Authority 2031 CCA 295.16 SCE RMEA Rancho Mirage Energy Authority 2032 CCA 295.99 SCE RMEA Rancho Mirage Energy Authority 2033 CCA 296.96 SCE RMEA Rancho Mirage Energy Authority 2034 CCA 297.83 SCE RMEA Rancho Mirage Energy Authority 2035 CCA 298.85 SCE SJP San Jacinto Power 2023 CCA 167.99
SCE SJP San Jacinto Power 2024 CCA 169.89
SCE SJP San Jacinto Power 2025 CCA 171.04
SCE SJP San Jacinto Power 2026 CCA 172.08
Attachment E - 30 MMT CSP

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LSE Demand Forecasts
SCE SJP San Jacinto Power 2027 CCA 173.57
SCE SJP San Jacinto Power 2028 CCA 174.71
SCE SJP San Jacinto Power 2029 CCA 175.82
SCE SJP San Jacinto Power 2030 CCA 176.85
SCE SJP San Jacinto Power 2031 CCA 177.82
SCE SJP San Jacinto Power 2032 CCA 178.35
SCE SJP San Jacinto Power 2033 CCA 178.97
SCE SJP San Jacinto Power 2034 CCA 179.52
SCE SJP San Jacinto Power 2035 CCA 180.19
SCE SBCE Santa Barbara Clean Energy 2023 CCA 340.61
SCE SBCE Santa Barbara Clean Energy 2024 CCA 344.03
SCE SBCE Santa Barbara Clean Energy 2025 CCA 346.43
SCE SBCE Santa Barbara Clean Energy 2026 CCA 348.65
SCE SBCE Santa Barbara Clean Energy 2027 CCA 351.69
SCE SBCE Santa Barbara Clean Energy 2028 CCA 354.17
SCE SBCE Santa Barbara Clean Energy 2029 CCA 356.88
SCE SBCE Santa Barbara Clean Energy 2030 CCA 359.30
SCE SBCE Santa Barbara Clean Energy 2031 CCA 361.93
SCE SBCE Santa Barbara Clean Energy 2032 CCA 363.67
SCE SBCE Santa Barbara Clean Energy 2033 CCA 365.65
SCE SBCE Santa Barbara Clean Energy 2034 CCA 367.47
SCE SBCE Santa Barbara Clean Energy 2035 CCA 369.34
SDGE CEA Clean Energy Alliance 2023 CCA 1,266.71
SDGE CEA Clean Energy Alliance 2024 CCA 1,487.19
SDGE CEA Clean Energy Alliance 2025 CCA 1,496.06
SDGE CEA Clean Energy Alliance 2026 CCA 1,504.22
SDGE CEA Clean Energy Alliance 2027 CCA 1,512.16
SDGE CEA Clean Energy Alliance 2028 CCA 1,520.15
SDGE CEA Clean Energy Alliance 2029 CCA 1,528.80
SDGE CEA Clean Energy Alliance 2030 CCA 1,538.83
SDGE CEA Clean Energy Alliance 2031 CCA 1,551.38
SDGE CEA Clean Energy Alliance 2032 CCA 1,560.79
SDGE CEA Clean Energy Alliance 2033 CCA 1,571.53
SDGE CEA Clean Energy Alliance 2034 CCA 1,580.06
SDGE CEA Clean Energy Alliance 2035 CCA 1,589.35
SDGE OCPA Orange County Power Authority 2023 CCA 22.45
SDGE OCPA Orange County Power Authority 2024 CCA 169.46 SDGE OCPA Orange County Power Authority 2025 CCA 170.47 SDGE OCPA Orange County Power Authority 2026 CCA 171.40 SDGE OCPA Orange County Power Authority 2027 CCA 172.31 SDGE OCPA Orange County Power Authority 2028 CCA 173.22 SDGE OCPA Orange County Power Authority 2029 CCA 174.20 SDGE OCPA Orange County Power Authority 2030 CCA 175.35 SDGE OCPA Orange County Power Authority 2031 CCA 176.78 SDGE OCPA Orange County Power Authority 2032 CCA 177.85 SDGE OCPA Orange County Power Authority 2033 CCA 179.07 SDGE OCPA Orange County Power Authority 2034 CCA 180.04 SDGE OCPA Orange County Power Authority 2035 CCA 181.10 SDGE SDCP San Diego Community Power 2023 CCA 7,422.00
SDGE SDCP San Diego Community Power 2024 CCA 7,932.00
SDGE SDCP San Diego Community Power 2025 CCA 7,979.31
SDGE SDCP San Diego Community Power 2026 CCA 8,022.80
SDGE SDCP San Diego Community Power 2027 CCA 8,065.19
SDGE SDCP San Diego Community Power 2028 CCA 8,107.78
SDGE SDCP San Diego Community Power 2029 CCA 8,153.91
SDGE SDCP San Diego Community Power 2030 CCA 8,207.38
SDGE SDCP San Diego Community Power 2031 CCA 8,274.38
SDGE SDCP San Diego Community Power 2032 CCA 8,324.52
SDGE SDCP San Diego Community Power 2033 CCA 8,381.84
SDGE SDCP San Diego Community Power 2034 CCA 8,427.34
SDGE SDCP San Diego Community Power 2035 CCA 8,476.83
Bear Valley Electric Service BEAR Bear Valley Electric Service 2023 SMJ 132.48 Attachment E - 30 MMT CSP

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LSE Demand Forecasts
Bear Valley Electric Service BEAR Bear Valley Electric Service 2024 SMJ 132.48 Bear Valley Electric Service BEAR Bear Valley Electric Service 2025 SMJ 133.49 Bear Valley Electric Service BEAR Bear Valley Electric Service 2026 SMJ 134.42 Bear Valley Electric Service BEAR Bear Valley Electric Service 2027 SMJ 135.68 Bear Valley Electric Service BEAR Bear Valley Electric Service 2028 SMJ 136.74 Bear Valley Electric Service BEAR Bear Valley Electric Service 2029 SMJ 137.83 Bear Valley Electric Service BEAR Bear Valley Electric Service 2030 SMJ 138.82 Bear Valley Electric Service BEAR Bear Valley Electric Service 2031 SMJ 139.78 Bear Valley Electric Service BEAR Bear Valley Electric Service 2032 SMJ 140.39 Bear Valley Electric Service BEAR Bear Valley Electric Service 2033 SMJ 141.09 Bear Valley Electric Service BEAR Bear Valley Electric Service 2034 SMJ 141.72 Bear Valley Electric Service BEAR Bear Valley Electric Service 2035 SMJ 142.42 Liberty Utilities LIB Liberty Utilities 2023 SMJ 557.67 Liberty Utilities LIB Liberty Utilities 2024 SMJ 557.67 Liberty Utilities LIB Liberty Utilities 2025 SMJ 561.20 Liberty Utilities LIB Liberty Utilities 2026 SMJ 564.80 Liberty Utilities LIB Liberty Utilities 2027 SMJ 568.80 Liberty Utilities LIB Liberty Utilities 2028 SMJ 571.91 Liberty Utilities LIB Liberty Utilities 2029 SMJ 575.63 Liberty Utilities LIB Liberty Utilities 2030 SMJ 579.47 Liberty Utilities LIB Liberty Utilities 2031 SMJ 583.93 Liberty Utilities LIB Liberty Utilities 2032 SMJ 587.55 Liberty Utilities LIB Liberty Utilities 2033 SMJ 591.50 Liberty Utilities LIB Liberty Utilities 2034 SMJ 595.24 Liberty Utilities LIB Liberty Utilities 2035 SMJ 599.16 PacifiCorp PCORP PacifiCorp 2023 SMJ 871.48
PacifiCorp PCORP PacifiCorp 2024 SMJ 874.56
PacifiCorp PCORP PacifiCorp 2025 SMJ 873.57
PacifiCorp PCORP PacifiCorp 2026 SMJ 876.03
PacifiCorp PCORP PacifiCorp 2027 SMJ 879.11
PacifiCorp PCORP PacifiCorp 2028 SMJ 884.04
PacifiCorp PCORP PacifiCorp 2029 SMJ 884.19
PacifiCorp PCORP PacifiCorp 2030 SMJ 886.08
PacifiCorp PCORP PacifiCorp 2031 SMJ 887.88
PacifiCorp PCORP PacifiCorp 2032 SMJ 892.46
PacifiCorp PCORP PacifiCorp 2033 SMJ 892.14
PacifiCorp PCORP PacifiCorp 2034 SMJ 894.41
PacifiCorp PCORP PacifiCorp 2035 SMJ 896.63
Attachment E - 30 MMT CSP

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LSE BTM PV Forecasts
Generation (GWh) (measured at customer, not grossed up for T&D losses) Service AreaType LSE CPUC IDLSE Name 2023 2024 2025 2026 2027 PGE IOU PGE Pacific Gas and Electric (Bundled) 3,907 4,240 4,552 4,867 5,198 PGE ESP Pacific Gas and Electric (Direct Access) 1,655 1,783 1,903 2,024 2,149 PGE CCA 3CE Central Coast Community Energy 662 719 771 824 881 PGE CCA CPSF CleanPowerSF 428 465 500 536 573
PGE CCA EBCE East Bay Community Energy 966 1,055 1,138 1,223 1,312 PGE CCA KCCP King City Community Power 5 5 6 6 7
PGE CCA MCE Marin Clean Energy 832 901 961 1,023 1,088
PGE CCA PCEA Peninsula Clean Energy Authority 497 541 578 621 671 PGE CCA PIONEER Pioneer Community Energy 274 298 320 342 366 PGE CCA RCEA Redwood Coast Energy Authority 98 106 113 121 129 PGE CCA SJCE San José Clean Energy 550 598 642 687 735
PGE CCA SVCEA Silicon Valley Clean Energy Authority 531 576 618 661 706 PGE CCA SOMA Sonoma Clean Power 321 348 374 401 428
PGE CCA VCEA Valley Clean Energy Alliance 106 112 122 132 142 SCE IOU SCE Southern California Edison (Bundled) 4,975 5,374 5,783 6,212 6,661 SCE ESP Southern California Edison (Direct Access) 424 457 489 522 555 SCE CCA AVCE Apple Valley Choice Energy 49 53 57 61 66
SCE CCA COBP Baldwin Park, City of - - - - -
SCE CCA 3CE Central Coast Community Energy 53 57 61 65 68 SCE CCA CPASC Clean Power Alliance 731 795 856 919 986
SCE CCA DCE Desert Community Energy 64 71 76 82 87
SCE CCA PALMDALE Energy for Palmdale’s Independent Choice 53 63 68 73 79 SCE CCA LCE Lancaster Choice Energy 119 130 140 150 161 SCE CCA OCPA Orange County Power Authority 345 409 440 473 508 SCE CCA PRIME Pico Rivera Innovative Municipal Energy 14 16 17 18 19 SCE CCA POMONA Pomona Choice Energy 12 13 14 15 16
SCE CCA RMEA Rancho Mirage Energy Authority 72 78 84 90 97 SCE CCA SJP San Jacinto Power 38 41 44 48 51
SCE CCA SBCE Santa Barbara Clean Energy 33 36 38 41 44
SCE CCA WCE Western Community Energy - - - - -
SDGE IOU SDGE San Diego Gas and Electric (Bundled) 875 772 823 877 934 SDGE ESP San Diego Gas and Electric (Direct Access) 779 836 891 948 1,006 SDGE CCA CEA Clean Energy Alliance 251 316 338 362 386
SDGE CCA OCPA Orange County Power Authority 4 36 39 41 44 SDGE CCA SDCP San Diego Community Power 1,468 1,684 1,805 1,931 2,060 Individual LSE Behind-the-Meter Photovoltaic (BTM PV) Forecast Assig Assigned per June 15, 2022 ALJ Ruling - https://docs.cpuc.ca.gov/SearchRes.aspx?do Attachment E - 30 MMT CSP

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LSE BTM PV Forecasts
ossed up for T&D losses)
2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
5,536 5,893 6,226 6,588 6,935 7,309 7,663 8,006
2,281 2,408 2,531 2,647 2,761 2,867 2,966 3,055
941 1,000 1,058 1,115 1,170 1,224 1,275 1,324
613 653 693 733 771 809 845 883
1,407 1,501 1,595 1,687 1,776 1,861 1,942 2,022
7 7 8 8 9 9 10 10
1,160 1,232 1,323 1,390 1,464 1,520 1,579 1,636
725 775 827 878 933 981 1,031 1,081
391 416 441 466 490 514 538 560
137 145 152 159 166 173 179 185
785 837 888 939 989 1,039 1,087 1,134
754 803 852 900 948 995 1,040 1,084
458 487 517 547 576 604 632 659
153 164 175 186 197 207 217 227
7,123 7,603 8,099 8,615 9,142 9,679 10,225 10,774
590 625 663 700 739 779 819 860
71 75 80 85 90 96 101 106
- - - - - - - -
72 76 80 84 89 94 100 105
1,055 1,126 1,200 1,276 1,354 1,433 1,513 1,595
93 99 106 112 119 127 134 142
84 90 96 102 109 115 122 129
172 184 196 208 221 234 247 260
544 582 621 662 703 745 788 831
21 22 24 25 27 28 30 32
17 18 19 21 22 23 25 26
103 110 117 125 132 140 147 155
55 58 62 66 70 74 78 82
47 51 54 57 61 65 68 72
- - - - - - - -
990 1,048 1,106 1,165 1,223 1,281 1,338 1,393
1,065 1,123 1,180 1,235 1,290 1,344 1,397 1,449
411 436 461 486 511 536 560 585
47 50 53 55 58 61 64 67
2,192 2,324 2,458 2,593 2,726 2,859 2,989 3,118
(BTM PV) Forecast Assignments for Use in 2022 LSE IRPs
puc.ca.gov/SearchRes.aspx?docformat=ALL&docid=485625915 Attachment E - 30 MMT CSP

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GHG Benchmarks
25 MMT in 2035
GHG benchmarks assigned per June 15, 2022 ALJ Ruling - https://docs.cpuc.ca.gov/SearchRes.aspx?docformat=ALL&docid=485625915 LSEs within Host Utility Territory
Bear Valley Electric Service N/A 0.000587773 138.8195 142.4237 N/A Liberty Utilities N/A 0.002547815 579.4708 599.1643 N/A Pacific Gas and Electric (Bundled) 28,019.5589 29,851.6421 0.360148471 Pacific Gas and Electric (Direct Access) 11,393.0000 11,393.0000 0.146439548 Central Coast Community Energy 4,760.5600 4,935.5300 0.061189700 CleanPowerSF 3,119.1600 3,292.8900 0.040092020
East Bay Community Energy 7,179.7353 7,539.9690 0.092284489 King City Community Power 35.7300 37.9500 0.000459254
Marin Clean Energy 5,955.3400 6,098.5800 0.076546765
Peninsula Clean Energy Authority 3,721.4857 4,032.7067 0.047833993 Pioneer Community Energy 1,986.4700 2,089.9200 0.025533026 Redwood Coast Energy Authority 685.2700 688.5000 0.008808095 San José Clean Energy 3,995.7100 4,227.4000 0.051358726 Silicon Valley Clean Energy Authority 3,833.4300 4,043.6400 0.049272865 Sonoma Clean Power 2,328.2000 2,457.9200 0.029925442
Valley Clean Energy Alliance 786.3719 846.6143 0.010107605 PacifiCorp N/A 0.007461402 886.0800 896.6300 N/A
Southern California Edison (Bundled) 53,909.2120 55,275.8803 0.620027603 Southern California Edison (Direct Access) 13,420.8510 13,420.8510 0.154357628 Apple Valley Choice Energy 271.6200 276.9600 0.003123991 Baldwin Park, City of 0.0000 0.0000 0.000000000
Central Coast Community Energy 534.7200 540.2500 0.006149991 Clean Power Alliance 11,466.8300 11,744.2600 0.131883789 Desert Community Energy 469.4200 485.0000 0.005398954
Energy for Palmdale’s Independent Choice 640.3184 660.2467 0.007364513 Lancaster Choice Energy 621.3300 635.4500 0.007146121
Orange County Power Authority 4,136.5522 4,265.2616 0.047575850 Pico Rivera Innovative Municipal Energy 237.2100 243.5100 0.002728230 Pomona Choice Energy 408.6800 419.7700 0.004700363
Rancho Mirage Energy Authority 293.5800 298.8500 0.003376560 San Jacinto Power 176.8500 180.1900 0.002034010
Santa Barbara Clean Energy 359.2973 369.3414 0.004132397 Western Community Energy 0.0000 0.0000 0.000000000
San Diego Gas and Electric (Bundled) 3,694.0194 3,787.4129 0.210418652 San Diego Gas and Electric (Direct Access) 3,940.0000 3,940.0000 0.224430195 Clean Energy Alliance 1,538.8253 1,589.3452 0.087654532 Orange County Power Authority 175.3453 181.1020 0.009988018 Solana Energy Alliance 0.0000 0.0000 0.000000000
San Diego Community Power 8,207.3800 8,476.8300 0.467508603 TOTAL 0.7690972 183,906.4331758 189,964.9911526
San Diego Gas & Electric Company 0.088426808
Southern California Edison Company 0.331706007
Utility
Proportion of Total
Emissions 2030 Load (GWh) 2035 Load (GWh)
Proportion of 2030 Load
within EDU
Pacific Gas and Electric Company 0.338367402
Attachment E - 30 MMT CSP

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GHG Benchmarks
N/A 0.014 0.012
N/A 0.063 0.051

0.366114920 3.013 2.466

0.139729241 1.225 0.941

0.060531718 0.512 0.408

0.040385589 0.335 0.272

0.092473813 0.772 0.623

0.000465437 0.004 0.003

0.074795923 0.640 0.504

0.049459058 0.400 0.333

0.025631786 0.214 0.173

0.008444096 0.074 0.057

0.051846870 0.430 0.349

0.049593149 0.412 0.334

0.030145115 0.250 0.203

0.010383286 0.085 0.070
N/A 0.204 0.168

0.622365246 4.933 3.993

0.151108788 1.228 0.969

0.003118363 0.025 0.020

0.000000000 0.000 0.000

0.006082813 0.049 0.039

0.132231621 1.049 0.848

0.005460739 0.043 0.035

0.007433886 0.059 0.048

0.007154694 0.057 0.046

0.048023669 0.378 0.308

0.002741741 0.022 0.018

0.004726298 0.037 0.030

0.003364828 0.027 0.022

0.002028805 0.016 0.013

0.004158510 0.033 0.027

0.000000000 0.000 0.000

0.210708105 0.473 0.386

0.219197104 0.505 0.401

0.088421283 0.197 0.162

0.010075388 0.022 0.018

0.000000000 0.000 0.000

0.471598119 1.052 0.863

18.852 15.213
2030 GHG Emissions
Benchmark (MMT)
2035 GHG Emissions
Benchmark (MMT)
Proportion of 2035 Load
within EDU
Attachment E - 30 MMT CSP

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ATTACHMENT F
Board of Directors Meeting
Thursday, October 20, 2022
7:00 P.M.

This Meeting will be conducted via teleconference pursuant to the requirements of Assembly Bill No. 361. By using teleconference for this meeting, MCE continues to promote social distancing measures recommended by local officials.

Members of the public who wish to observe the Meeting and/or offer public comment may do so telephonically via the following teleconference call-in number and meeting ID:

For Viewing Access Join Zoom Meeting:
https://us02web.zoom.us/j/82085254745?pwd=dWs0b1NTbWNYbjRJbVZLMVZzZjZrUT09 Dial: (669) 900-9128
Webinar ID: 820 8525 4745
Meeting Passcode: 205749
Agenda Page 1 of 2

1. Roll Call/Quorum

2. Board Announcements (Discussion)

3. Public Open Time (Discussion)

4. Resolution No. 2022-12 Authorizing Continued Remote
Teleconference Meetings for the Board of Directors and Every Committee of the Board of Directors Pursuant to Government Code 54953(e) (Action)

5. Report from Chief Executive Officer (Discussion)

6. Consent Calendar (Discussion/Action)
C.1 Approval of 8.18.22 Board Meeting Minutes
C.2 Approval of 9.29.22 Board Retreat Minutes
C.3 Approved Contracts for Energy Update
Attachment F

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Agenda Page 2 of 2

7. Addition of Board Members to Committees (Discussion/Action)

8. Approval of CPUC Integrated Resource Plan (Discussion/Action)

9. Approval of Power Purchase Agreement with Mayacma
Geothermal, LLC (Discussion/Action)

10. Implementation of Electrification Rate Schedule E-ELEC (Discussion/Action)

11. Proposed Amendments to MCE Policy 014: Investment Policy (Discussion/Action)

12. Budget Update and Possible Rate Increase in FY 2022/23 (Discussion)

13. Board Matters & Staff Matters (Discussion)

14. Adjourn

The Board may discuss and/or take action on any or all of the items listed on the agenda irrespective of how the items are described.

DISABLED ACCOMMODATION: If you are a person with a disability which requires an accommodation, or an alternative format, please contact the Clerk of the Board at (925) 378-6732 as soon as possible to ensure arrangements for accommodation.

Attachment F

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Attachme nt C:

Ke y Acronyms
Acronym Te rm
CAISO California Independent System Operator
CCA Community Choice Aggregator
CEC California Energy Commission
CPUC California Public Utilities Commission
CSP Clean System Power Tool
EGS Enhanced Geothermal Systems
ELCC Effective Load Carrying Capacity
ERMP Energy Risk Management Policy
GHG Greenhouse Gas
IRP Integrated Resource Plan
LSE Load Serving Entity
MTR Mid Term Reliability
PCP Preferred Conforming Portfolio
PRM Planning Reserve Margin
PSP Preferred System Plan
RA Resource Adequacy
RDT Resource Data Template
RPS Renewables Portfolio Standard
SOD Slice of Day
TPP Transmission Planning Process
Open Season 2026
Technical Committee
June 5, 2026
What is Open Season?
MCE’s all-source solicitation for
long-term, large-scale renewable
energy and storage projects
Objectives
:
• Continue to build out MCE’s
long-term portfolio
• Fulfill internal goals and
external regulatory obligations
• Provide a hedge against
market price volatility across
multiple products
• Support new renewable energy
and storage development
2 What MCE Has Built Through Long-Term
Contracts
~77.5%
of MCE renewable energy
from long-term contracts
(2026)*
1,100+ MW
of new renewables built
statewide to serve MCE
customers
638 MW
of renewable energy
contracted in 13 new long-term agreements since 2021
Energy Storage: 7 long-term contracts secured for 774 MW of storage — shifting renewable energy to hours of peak demand and adding grid reliability. A benefit for hourly accounting & energy cost. *2026 results will depend on load and portfolio optimization. 3 Procurement Orders
4 • 2019 - IRP Procurement Order (D.19-11-016)
• Ordered 3,300 MW of new capacity by 2023 in tranches
• MCE share: 87.5 MW of Qualifying Capacity*
• 2021 - Mid Term Reliability (MTR) Order (D.21-06-035) • Ordered 11,500 MW of new capacity by 2026 in tranches between 2023 & 2026 and with certain requirements (i.e. Long Lead Time (LLT) Resources, Diablo Canyon Replacement, etc.) • MCE share: 332 MW of Qualifying Capacity
• 2023 - Supplemental MTR Order (D.23-02-040)
• Ordered an additional 4,000 MW to come online between 2026-2027 and extended LLT deadline to June 1, 2028
• MCE share: 122 MW of Qualifying Capacity
• 2026 - Procurement Order (D.26-02-057)
• Ordered an additional 6,000 MW to come online between 2030-2032 in annual tranches with 25 percent of requirement coming from clean firm and/or long duration energy storage resources. • MCE share: 60 MW of Qualifying Capacity in 2030, 2031, and 2032 each (180 MW total). * Technology Specific discount factors are applied to Contracted Capacity by the CPUC to calculate Qualifying Capacity.

Open Season Targets
This year, MCE has a preference for the
following categories of projects:
• Wind and Geothermal (complementary
to current portfolio)
• PCC1 Generation
• Long-duration storage
• Comparable options for Procurement
Order obligations
• New-build, repowers, and existing
projects
• Special category for projects seeking to
enter CAISO Interconnection Queue
(“Cluster 16”) Study Process
How does Open Season work?
6 Step 1: Marketing &
Outreach
Step 2: Receive Offers
Step 3: Evaluate Offers
Step 4: Select Shortlist
Step 5: Negotiate
Contracts
• Extensive distribution lists (Over 450 contacts);
• Cross-channel marketing (e.g., industry newsletters, trade groups, social media) • Conference attendance and word-of-mouth
• Hosted on MCE’s website
• Streamlined offer submission process (refined with each solicitation) • Projects evaluated based on forecasted project benefits, utilizing expert consultant forecasts, and performing risk analyses & project due diligence • Staff proposes shortlist based on qualitative and quantitative scoring • With management approval, project enters exclusive negotiating phase • Successful negotiations culminate in Staff seeking Technical Committee approval to execute contracts
Evaluation Criteria
7 Qualitative Criteria
• Project location and viability: development and
permitting risks
• Community sentiment and benefits: local
opposition, workforce development
• Counterparty credibility & business practices: local
hire and labor agreements
• Commercial viability: market-standard contracting
provisions
• Supply chain risks: tax credits and tariffs
Quantitative Criteria
• Portfolio fit: generation profile relative to MCE’s
load and supply profiles
• Product offerings: PCC1 energy, resource adequacy,
ancillary services
• Project location: hedge value for MCE load costs,
cost of import rights, if applicable
• Technology type: Resource Adequacy (RA) value
• Contract Price & Term Length: notional value
• Performance Guarantees: MCE’s risk mitigation
MCE’s Seasonal Load-Supply Balance
*Actual profile could vary based on actual generation, load and CAISO system portfolio 8 0 200
400
600
800
1000 MWh
Hour
December 2032
Generation Load
Schedule
9 Activity Date
Marketing & Outreach May through end of solicitation
process
Solicitation Launch Date June 17th
Offer due date July 13th
Evaluate, rank, and shortlist projects Rolling basis through Q3 2026 Negotiate and finalize contracts Rolling basis through Q1 2027 Seek contract approval from Technical
Committee Pursuant to contract negotiations
Thank you
mceCleanEnergy.org
[email protected]

MCE Technical CommitteeJune 5, 2026

MCE Technical Committee
June 5, 2026