Municipal Services Committee
November 14, 2023

AGENDA

MUNICIPAL SERVICES COMMITTEE

MEETING NOTICE
NOVEMBER 14, 2023
PUBLIC MEETING 4:00 P.M.

MEMBERS
Felicia Williams, Chair/Vice Mayor, District 2
Tyron Hampton, Councilmember, District 1
Justin Jones, Councilmember, District 3
Jason Lyon, Councilmember, District 7

STAFF
Sidney Jackson, General Manager
Lisa Hosey, Assistant City Attorney
Garrett Stevenson, Recording Secretary

MISSION STATEMENT
The City of Pasadena is dedicated to delivering exemplary municipal services, responsive to our entire community and consistent
with our history, culture and unique character.

In compliance with the Americans with Disabilities Act of 1990, Assistive Listening Devices are available from the City Clerk’s Office with a 24-hour advance notice.

Please call (626) 744-4124 to request use of a listening device.

Language translation services are available for this meeting by calling (626) 744-4124 at least 24 hours in advance.

Habrá servicio de interpretación disponible para éstas juntas llamando al (626) 744-4124 por lo menos con 24 horas de anticipación.

Items on the agenda may not be called in order listed.

Agendas and supporting documents are available on the Internet at http://www.cityofpasadena.net/commissions/city-council-municipal-services-committee/ Materials related to an item on this Agenda submitted to the Municipal Services Committee after distribution of the agenda packet will be posted online and listed as: “Supplemental Agenda Material Received after the Posting of the agenda”.

PUBLIC COMMENT AT THE MUNICIPAL SERVICES COMMITTEE MEETING FOR NOVEMBER 14, 2023 AT 4:00 P.M. WILL BE ACCEPTED IN-PERSON AND BY VIDEOCONFERENCE/TELECONFERENCE.

Li
nk to City Meeting Policy:
cityofpasadena.net/CityCouncilMeetingPolicy
T
O VIEW A LIVE STREAM OF THE MEETING:
http://pasadena.granicus.com/MediaPlayer.php?publish_id=9 AND
WWW.PASADENAMEDIA.ORG
In order to facilitate public participation at meetings the City will accept public comment in the following manner:

1. Whether participating in-person or virtually at the meeting, members of the public may provide public comment by submitting a speaker card prior to the start of public comment on that item, at the following webpage:
www.cityofpasadena.net/commissions/public-comment/
If a public comment speaker wishes to speak on more than one agenda item, please indicate which items on the online form (multiple item speakers will be handled according to the process posted on the agenda and as specified in the City meeting policy). Public comments are limited to 3 minutes each, and the Chair and Committee may limit this time if reasonable under the circumstances.

2. In-pe rson Meeting Participation: Complete an online speaker card at the following website: www.cityofpasadena.net/commissions/public-c omment/ After submitting a public speaker card, members of the public may attend the meeting in-person by coming to the Pasadena City Council Chamber, Room S249 at City Hall at the date and start-time of the posted meeting.

Virtual Meeting Participation:

For virtual participants, you may attend by connecting
to the meeting using a computer, other electronic device, or by telephone. Please review the agenda to identify the published start time for the meeting and connect to the meeting just prior to, or at the start of the meeting.

To participate in public comment for an item and to be recognized to speak, it is r
equired that the speaker login to the meeting using the same name or telephone number used on the Speaker Card form. This will allow City staff to locate and promote the speaker into the meeting when it is time for their public comment.

Participants’ phone calls to the Committee meeting will be recorded as part of the Committee meeting. By staying on the line and making public comment during the Committee meeting by phone, you are agreeing to have your phone call recorded. Following is the connectivity information for virtual participation:

Computer or electronic devices, join the meeting at: cityofpasadena.net/cczoom Telephone only dial-in: 1-669-900-6833, Meeting ID: 161 482 446

3. Speaker Card Help Line: I f a public comment speaker needs assistance in completing a speaker card, please call the City Clerk’s Office at: (626) 744-4124. Help line will open 30 minutes prior to the posted start time of the meeting.

4. M embers of the public may submit correspondence of any length prior to the start of the meeting, at the following email address:
gs
[email protected]
C
orrespondence will be forwarded to the Committee prior to the start of the meeting, posted online, and made part of the legislative record for the item.

LIVESTREAM WITH CAPTIONING IS AVAILABLE AT WWW.PASADENAMEDIA.ORG, AND ALSO AT WWW.CITYOFPASADENA.NET/COMMISSIONS/AGENDAS, I

F YOU NEED A REASONABLE MODIFICATION OR ACCOMMODATION PURSUANT TO THE

AMERICANS WITH DISABILITIES ACT

BECAUSE YOU ARE UNABLE TO PARTICIPATE ELECTRONICALLY AS SET FORTH ABOVE, CONTACT THE CITY CLERK’S OFFICE
AS SOON AS POSSIBLE AT (626) 744-4124 OR [email protected].

CITY OF PASADENA

MEETING OF

THE MUNICIPAL SERVICES COMMITTEE
NOVEMBER 14, 2023
PUBLIC MEETING: 4:00 PM

PASADENA CITY HALL, COUNCIL CHAMBER
100 NORTH GARFIELD AVENUE, ROOM S249

NOTICE IS HEREBY GIVEN that the regular meeting of the Municipal Services Committee will be held on Tuesday, November 14, 2023, at 4:00 p.m., to discuss matters on the attached agenda.

I HEREBY CERTIFY that this agenda in its entirety, was posted on the Internet at https://www.cityofpasadena.net/commissions/city-council-municipal-services-committee/ and on the Council Chamber Bulletin Board, Room S249, and the Bulletin Board in the rotunda area; City Hall, 100 North Garfield Avenue, this November 9, 2023 by 6:30 p.m. and that copies hereof were faxed, emailed or delivered to each member of the City Council and to each local newspaper of general circulation, radio or television station requesting notice in writing, all of which recipients are identified on the distribution herein below.

Susana Castro

DISTRIBUTION:

MSC Committee Members Central Library General Manager Pasadena Weekly City Council City Clerk Director of Planning and Permitting Pasadena Star-News City Manager Director of Public Works Los Angeles Times Pasadena Now City Attorney Public Information Officer La Opinion Pasadena Journal

In compliance with the Americans with Disabilities Act of 1990, listening assistive devices are available from the City Clerk's Office with a 24-hour advance notice.

Please call (626) 744-4124 to request use of a listening device. Language translation services may be requested with 24-hour advance notice.

Habra servicio de interpretacion disponible para estas juntas llamando al (626) 744-4124 por lo menos con 24 horas de anticipación.

MEETING AGENDA

MUNICIPAL SERVICES COMMITTEE
NOVEMBER 14, 2023
Public Meeting: 4:00 P.M.

Council Chamber, Pasadena
City Hall 100 North Garfield Avenue, Room S249

APPROVAL OF MINUTES

1. WATER AND POWER 2023 S UPPLY CHAIN ISSUES

2. ADOPTION AND APPROVAL OF THE 2023 POWER INTEGRATED

RESOURCE PLAN FOR THE WATER AND POWER DEPARTMENT
PUBLIC MEETING - 4:00 P.M.

ROLL CALL

PUBLIC COMMENT

NEW BUSINESS

ADJOURN

INFORMATION ONLY
1 ITEM #1
2 P ASAD EN A W AT ER A N D PO W ER

MEMORANDUM
November 14, 2023
To: Municipal Services Committee
From: Sidney Jackson
General Manager
Subject: Water and Power 2023 Supply Chain Issues
This memorandum is for informati
on only.

BACKGROUND:

The attached presentation provides informat ion to the Municipa l Services Committee
(“MSC”) about the supply chain issues Pasadena Water and Power (“PWP”) has been experiencing.

Attachment: PowerPoint presentation
3 Pasadena Water and Power

WATER AND POWER
2023

SUPPLY CHAIN ISSUES
Water and Power
November 14, 2023
4 Pasadena Water and Power
Drivers of Supply Chain Breakdown
• Pandemic created a worldwide disruption in the
manufacturing industry, affecting all
components for
the materials required in the utility industry
• Substantially higher prices of crude oil, copper, steel, and aluminum directly correlate with increased
material costs
• Supply chain breakdown caused by the pandemic
induced manufacturing halt creating longer lead times
• Utility
companies throughout North America attempt to
replenish stock at higher levels
• Manufacturers prioritize
larger orders
> City of Pasadena’s smaller orders are often fulfilled later in comparison to
larger utilities
• Environmental regulations directly affecting materials 2 5
Pasadena Water and Power
Power: Wooden Utility Pole Shortage
• Extreme weather impacts – poles directed to areas impacted by natural disasters
• New environmental regulation changed the allowed wooden pole treatment
> One-year phase-out period for current contract manufacturer • Pre-pandemic pole pricing has increased 26% to150% in some instances
• Increased lead times from
6-8 weeks to 30-36 weeks
• Overall Major Risk – Voltage conversion project delays 3 6
Pasadena Water and Power
Power: Transformer Shortage
• Manufacturer production has reached capacity
• Large utilities are placing large orders to replenish stock • Transformer manufacturers are reluctant to sign long-term fixed price contracts
• Pre-pandemic transformer
pricing has increased 100% to 500% in some
instances
• Increased lead times from
3-6 months to 18-36 months
• Overall Major Risk - Customer jobs may be delayed, potential impact on Battery Energy Storage (“BESS)” project
4 7
Pasadena Water and Power
Power: Switch Shortage
5 • Natural resource prices directly affect product price inflation • Inventory demand affected by Sulfur Hexafluoride (“SF6 gas”) usage ban by 2025
• Switch pricing has increased greater
than 37% in some instances
• Increased lead times from 3-6 months to 7-9 months
• Overall Major Risk – Distribution expansion and switch replacement jobs may be
delayed
8 Pasadena Water and Power
Power: Vehicle Supply Chain Issues
• Semi-conductor shortages have impacted the automotive industry for several
years now
• Harder to secure specialty vehicles, specifically bucket trucks • Pre-pandemic vehicle pricing has increased 30% to 61% in some instances
• Increased lead times from 6-24
months to 12-72 months
• Overall Major Risk – Reliability of service is jeopardized 6 9
Pasadena Water and Power
Power: Mitigating Strategies
• Wooden Poles
> Refrain from using O&M stock until project specific poles arrive > Increased order frequency
> Building short-term extra storage capacity at T.M. Goodrich Receiving Station
> Investigating alternative poles and preservatives
• Transformers
> New contract with overseas manufacturer for overhead units > Increased inventory levels for critical units to a two-year supply > Reuse returned transformers from the field to the extent possible > Alternative engineering designs
• Switches
> Increased inventory levels for critical units to a two-year supply > Bi-monthly stakeholder meetings to review inventory levels • Vehicles
> Procurement team is moving quickly when a vehicle becomes available through
one of the established contracts
7 10
Pasadena Water and Power
Water: Critical Electrical Equipment
• Experiencing long delays in the fabrication and
delivery of motor control centers, pump motors,
emergency generators, and manual transfer
switches (“tap boxes”)
• Equipment necessary for safely operating drinking
water wells, booster pump stations, and preparing
for emergencies
• Increased lead times from 3-4 months to 9-18 months
• Overall Major Risk – Disruption in water delivery
8 11
Pasadena Water and Power
Water: Disinfectant
• Chlorine gas and liquid sodium hypochlorite
are used to disinfectant drinking water
• Pricing was relatively stable prior to Covid19
• Closures of manufacturing plants, increased
demand for disinfectant due to Covid19 &
potential railroad strike in 2022
• Increased pricing for chlorine gas by 27%
• Overall Major Risk – Increased purchases of
imported Metropolitan
Water District water or paying premium market prices for disinfectant
9 12
Pasadena Water and Power
Water: Pipeline & Appurtenances
• Maintaining the water distribution systems requires
large diameter pipes (6” to 12”), mechanical fittings,
valves, meters,
and other construction related
materials
• Increased prices for commodities and fuel led to
higher prices for materials and change in
purchasing behavior (e.g.
stocking inventory) which
added to the supply chain
threat
• Delivery lead time increased from 2 to 6 months
• Prices increased by 5% to 30% depending on
material
• Overall Major Risk –
Potential delay in new services
for customers
10 13
Pasadena Water and Power
Water: Mitigating Strategies
• Critical Electrical Equipment
> Preorder equipment ahead of rehabilitation projects
> Evaluate maintaining inventory of key components for repairing electrical equipment
> Increased frequency
of maintenance
• Disinfectant
> Maintain higher level of inventory
> Increased frequency of orders
> Considering multiple vendors
• Pipeline Materials
> Closer coordination with Warehouse and Water staff for planning material purchases in anticipation of
construction projects
> Evaluated use of alternative materials that are market available > Increased frequency of purchases and maintaining a higher level of inventory
for key materials
11 14
Pasadena Water and Power
Power Supply: Rising Renewable Energy Prices
12 • Rising cost of power purchase
agreements (PPAs) for
renewable energy
in North
America
• Despite the price increases,
demand for
renewable energy
continues to outpace supply,
indicating a persistent market
imbalance
• Rise in prices is attributed to
supply chain constraints caused
by the seizure of solar energy
components at U.S. ports since
June, following a law banning
imports from China's Xinjiang
region due to concerns about
forced labor
15 Pasadena Water and Power
Power Supply: Why Are Prices For Renewable
Energy Contracts So High?

1. Initial Investment Costs: Building renewable energy infrastructure, such as wind farms, solar arrays, or hydroelectric plants,
requires significant upfront investment. These costs include the purchase of equipment, land, and installation.

2. Technology Development: W
hile renewable technologies have improved over the years, they are still evolving.

Cutting-edge technologies can be more expensive to develop and implement.

3. Economies of Scale: Renewable energy projects are often more cost-effective on a large scale. Smaller projects may not
benefit from the same economies of scale, leading to higher costs per unit of energy generated.

4. Intermittency: Many renewable sources, like
wind and solar, are intermittent. This means they don't produce energy
consistently. Additional infrastructure, such as energy storage systems, is needed to stabilize the energy supply,
adding to the overall cost.

5. Regulatory and Permitting Costs: The renewable energy sector is subject to various regulations and permitting requireme
nts, which can add costs to the project.

6. Location and Resources: The availability of renewable resources (sunlight, wind, water) varies by location.

Projects in areas with abundant resources tend to be more cost-effective.

7. Transition Costs: In some cases, existing energy infrastructure needs to be upgraded or modified to accommodate
renewable energy sources. These transition costs are typically high.

8. Financing and Risk: The potential risk associated with renewable energy projects can affect financing costs.

Investors may require higher returns to compensate for uncertainties in the renewable energy market.

9. Government Incentives: The availability and extent of government incentives, subsidies, or tax credits can impact the ov
erall cost of renewable energy contracts. In some cases, these incentives can offset high upfront costs.

10. Market Demand: High
demand for renewable energy can drive up prices, especially in regions with ambitious renewable energy targets.
13 16
Pasadena Water and Power
Power Supply: Resource Market Conditions
• Macroeconomic constraints limit the
quantity of renewable generation
resource available
to PWP, both
market products and complete
projects
> Market products includes Renewable
Energy Certificates (“RECs”);
materials (solar panels, battery
components, etc.)
• Contracts typically take around 4-5
years lead
time before commercial
operation
• Power Purchase Agreement (PPA)
Prices have
increased by nearly 30%
between 2022
and 2023
> According to LevelTen Energy in their
PPA Index
> Additionally prices in California tend
to be higher
$0.00
$10.00
$20.00
$30.00
$40.00
$50.00
$60.00
$70.00
$80.00
$90.00
$100.00
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Commercial Solar (Real $/MWh)
NREL 2022 ATB - Levelized Cost of Energy ($/MWh)
NREL 2023 ATB - Levelized Cost of Energy ($/MWh)
14 Comparison of moderate case of new resource
cost forecasts based on National Renewable
Energy Laboratory’s (NREL) 2022 and 2023
Annual Technology Baseline (ATB)
17 Pasadena Water and Power
Questions?
15 18
ITEM #2
19 20
21 22
23 24
25 26
27 2023 Integrated
Resource Plan
IRP filing for submission to the
California Energy Commission
Pasadena Water and Power
Still Under Development and Review
28 Attachment A
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
2 of 297
TABLE OF CONTENTS

1. Acronyms Used in PWP’s IRP 16

2. Disclaimer 19

3. Executive Summary 19

4. Introduction 22

4.1. Introduction ...................................................................................................................................................................... 22

4.2. Pasadena Water and Power Department ............................................................................................................... 24

4.2.1. Pasadena Executive Management and Governing Bodies .............................................................................................................. 27

4.2.2. Regulatory Agencies ........................................................................................................................................................................................ 28

4.3. Statutory Mandate for Integrated Resource Plans .............................................................................................. 29

4.4. Community Outreach ..................................................................................................................................................... 30

4.5. Integrated Resource Plan Objectives ....................................................................................................................... 31

4.6. Integrated Resource Plan Process and Timeline ................................................................................................. 32

4.7. 2023 Integrated Resource Plan Timeline .............................................................................................................. 32

5. Previous Integrated Resource Plans 33

6. Existing Policies and Programs 34

6.1. Distributed Solar ............................................................................................................................................................. 35

6.1.1. Current Programs ............................................................................................................................................................................................. 35

6.1.2. Net Energy Metering ........................................................................................................................................................................................ 35

6.1.3. Community Solar ............................................................................................................................................................................................... 36

6.2. Electric Vehicles ............................................................................................................................................................... 36

6.2.1. Current Electric Vehicle Incentives ........................................................................................................................................................... 37

6.2.2. Current Electric Vehicle Outreach ............................................................................................................................................................. 37

6.2.3. Current Electric Vehicle Fleet ...................................................................................................................................................................... 37

6.2.4. EV Charging Stations ....................................................................................................................................................................................... 40

6.2.5. Pasadena’s Department of Transportation Initiatives ..................................................................................................................... 41

6.2.6. Vehicle-to-Grid Charging ............................................................................................................................................................................... 41

6.3. Energy Efficiency ............................................................................................................................................................. 42

6.3.1. Current Program Incentives ......................................................................................................................................................................... 42

6.3.2. Residential Programs ...................................................................................................................................................................................... 43

6.3.3. Energy Efficiency Regulations ..................................................................................................................................................................... 44

6.3.4. Energy Efficiency Forecast and Goals ...................................................................................................................................................... 46

6.4. Demand Response .......................................................................................................................................................... 47

6.4.1. Current Demand Response Programs ..................................................................................................................................................... 47

6.4.2. Future Demand Response Programs ........................................................................................................................................................ 48

6.5. Green Power Program ................................................................................................................................................... 48

6.5.1. Residential Green Power Program ............................................................................................................................................................ 48 29 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
3 of 297

6.5.2. Commercial Green Power Program .......................................................................................................................................................... 48

6.6. Low‐Income Assistance Programs ............................................................................................................................ 48

6.6.1. Income-Qualified Programs ......................................................................................................................................................................... 49

6.6.2. General Bill Assistance ................................................................................................................................................................................... 50

7. Public Participation 50

7.1. Stakeholder Technical Advisory Group .................................................................................................................. 52

7.2. STAG Meetings .................................................................................................................................................................. 52

7.3. Community Meetings ..................................................................................................................................................... 53

7.4. Public Outreach ............................................................................................................................................................... 53

7.5. Municipal Service Committee and Environmental Advisory Commission Meetings .............................. 53

8. Environmental Regulations and Priorities 53

8.1. PWP’s Environmental Priorities ................................................................................................................................ 53

8.2. Renewable Portfolio Standard and Zero‐Carbon Regulations ........................................................................ 54

8.2.1. State Compliance ............................................................................................................................................................................................... 55

8.3. Cap‐and‐Trade Regulation ........................................................................................................................................... 58

8.4. Other Environmental Points of Note ........................................................................................................................ 59

8.4.1. Power Source Disclosure Program ........................................................................................................................................................... 59

8.4.2. The Cost Impacts of 100% by 2045 .......................................................................................................................................................... 59

8.4.3. Social Cost of Carbon ....................................................................................................................................................................................... 60

9. Resource Adequacy 60

9.1. System Resource Adequacy and Reserve Margin ................................................................................................ 61

9.2. Local Resource Adequacy Capacity ........................................................................................................................... 62

9.3. Flexible Resource Adequacy Capacity ..................................................................................................................... 63

9.4. Slice of Day Proposal ...................................................................................................................................................... 64

9.4.1. Reliability Must-Run Resources ................................................................................................................................................................. 64

10. Model Assumptions 66

10.1. Planning Horizon (POUs) ............................................................................................................................................. 66

10.2. Model ................................................................................................................................................................................... 66

10.3. Model Topology ............................................................................................................................................................... 68

10.4. Power and Fuel Prices ................................................................................................................................................... 69

10.4.1. More About Horizons Energy, LLC’s Forecasting Method .............................................................................................................. 71

10.5. Transmission and Congestion .................................................................................................................................... 72

10.6. Load vs. Resources .......................................................................................................................................................... 73

11. Resources 75
30 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
4 of 297

11.1. Existing Resources .......................................................................................................................................................... 75

11.1.1. Coal .......................................................................................................................................................................................................................... 77

11.1.2. Natural Gas ........................................................................................................................................................................................................... 77

11.1.3. Wind ........................................................................................................................................................................................................................ 78

11.1.4. Landfill Gas .......................................................................................................................................................................................................... 78

11.1.5. Solar ........................................................................................................................................................................................................................ 78

11.1.6. Hydro ...................................................................................................................................................................................................................... 78

11.1.7. Nuclear ................................................................................................................................................................................................................... 78

11.1.8. Geothermal .......................................................................................................................................................................................................... 78

11.2. New Resources ................................................................................................................................................................. 78

11.2.1. New Resource Options ................................................................................................................................................................................... 78

11.2.2. New Resource Parameters ............................................................................................................................................................................ 79

11.2.3. Availability of New Resources ..................................................................................................................................................................... 82

11.2.4. Inflation Reduction Act and Tax Credits ................................................................................................................................................. 83

11.2.5. Contract vs. Ownership and Tax Credits ................................................................................................................................................ 86

11.2.6. Cost of New Resources: The General Market ........................................................................................................................................ 87

11.2.7. Pasadena in the Market .................................................................................................................................................................................. 88

11.2.8. Spotlight Technologies ................................................................................................................................................................................... 92

11.2.9. How Electricity Products Are Priced ........................................................................................................................................................ 95

11.2.10. Cost vs. Value ...................................................................................................................................................................................................... 97

11.2.11. Transmission Access Charge ........................................................................................................................................................................ 97

11.2.12. Exclusions and Other Notes .......................................................................................................................................................................... 98

11.3. Diversified Procurement Portfolio ........................................................................................................................... 98

12. Load Forecast 99

12.1. Requirements ................................................................................................................................................................... 99

12.2. Integrated Energy Policy Report and California Energy Demand Forecast ............................................ 100

12.3. Integrated Resource Plan Method ......................................................................................................................... 102

12.3.1. Additional Achievable Energy Efficiency ............................................................................................................................................. 104

12.3.2. Additional Achievable Fuel Substitution ............................................................................................................................................. 107

12.3.3. Distributed Solar ............................................................................................................................................................................................ 108

12.3.4. Distributed Storage ....................................................................................................................................................................................... 109

12.3.5. Time-of-Use Rates .......................................................................................................................................................................................... 110

12.3.6. Vehicle Electrification .................................................................................................................................................................................. 112

12.3.7. Climate Change ................................................................................................................................................................................................ 116

12.3.8. Native Load ....................................................................................................................................................................................................... 116

12.3.9. CAISO Metered Load ..................................................................................................................................................................................... 117

13. Transmission and Distribution 123

13.1. Bulk Transmission System ....................................................................................................................................... 123

13.2. Bulk Transmission Planning .................................................................................................................................... 123

13.3. Distribution System Planning .................................................................................................................................. 123

14. Localized Pollutants and Disadvantaged Communities 125 31 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
5 of 297

14.1. Emissions Reduction ................................................................................................................................................... 126

14.2. Expanding Transportation Electrification in Pasadena’s DAC .................................................................... 127

14.2.1. EV Rebates and Incentives ......................................................................................................................................................................... 127

14.2.2. Efficiency and Assistance Programs ...................................................................................................................................................... 128

14.3. Supporting Underserved Communities in the Future..................................................................................... 129

15. Defining Scenarios 129

15.1. Scenarios vs. Sensitivities ......................................................................................................................................... 129

15.2. Important Definitions for Scenarios ..................................................................................................................... 130

15.3. Scenario 1: 100% Carbon‐Free by 2030 with No Limit on Internal Resources ..................................... 134

15.4. Scenario 2: 100% Carbon‐Free by 2030 with a Limit on Internal Resources ........................................ 134

15.5. Scenario 3: 100% Carbon‐Free by 2030 with a Limit on Internal Res ources and Doubled Distributed Resources ............................................................................................................................................................ 135

15.6. Scenario 4: Reference Case (SB 1020) .................................................................................................................. 136

15.7. Scenario 5: Reference Case + Social Cost of Carbon (SB 1020 + SCC) ........................................................ 136

15.8. Scenario 6: Emerging Technology Study .............................................................................................................. 138

15.8.1. Scenario 6: Energy Efficiency Proxy ...................................................................................................................................................... 139

15.8.2. Scenario 6: Demand Response Proxy .................................................................................................................................................... 139

15.9. Modeling a Carbon‐Free Resource Scenario ...................................................................................................... 139

15.10. PWP’s Starting Position ............................................................................................................................................. 141

16. Defining Sensitivities 145

16.1. Sensitivity 1: Heat Wave ............................................................................................................................................ 146

16.1.1. Sensitivity 1: Heat Wave: Data Scraping and Cleaning .................................................................................................................. 147

16.1.2. Sensitivity 1: Heat Wave: Normal Data Creation ............................................................................................................................. 147

16.1.3. Sensitivity 1: Heat Wave: Training Datasets Creation ................................................................................................................... 147

16.1.4. Sensitivity 1: Heat Wave: Prediction Data Creation ....................................................................................................................... 148

16.1.5. Sensitivity 1: Heat Wave: Model Creation and Prediction ........................................................................................................... 148

16.2. Sensitivity 2: Goodrich Transfer Contingency ................................................................................................... 151

16.2.1. Sensitivity 2: Goodrich in 2030 Under Forecasted Normal Operating Conditions ........................................................... 151

16.2.2. Sensitivity 3: High Technology Costs .................................................................................................................................................... 152

16.2.3. Sensitivity 4: Low Technology Costs ..................................................................................................................................................... 152

17. Scenarios and Sensitivities Results 152

17.1. Scenario 1: 100% Carbon‐Free by 2030 (No Limit on Internal Resources) ............................................ 152

17.2. Scenario 2: 100% Carbon‐Free by 2030 – Maximum Limit on Internal Resources ............................. 162

17.3. Scenario 3: 100% Carbon‐Free by 2030 (Maximum Limit on Internal Resources and Doubled Distributed Resources)........................................................................................................................................................... 167

17.4. Scenario 4: Reference Ca se (SB 1020) .................................................................................................................. 172 32 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
6 of 297

17.5. Scenario 5: Reference Case Plus Social Cost of Carbon ................................................................................... 178

17.6. Scenario 6: Emerging Technologies Study Scenario ........................................................................................ 184

17.6.1. Scenario 6: Energy Efficiency Proxy ...................................................................................................................................................... 184

17.6.2. Scenario 6: Demand Response Proxy .................................................................................................................................................... 185

17.7. Scenario Comparisons ................................................................................................................................................ 185

17.8. Sensitivity 1: Heat Wave ............................................................................................................................................ 192

17.9. Sensitivity 2: Goodrich Transfer Contingency ................................................................................................... 197

18. Battery Storage 199

18.1. Storage in the IRP ......................................................................................................................................................... 199

18.2. Storage: Over‐Generation and Evening Ramps ................................................................................................. 200

18.3. Addressing Net Demand in Peak Hours ............................................................................................................... 203

19. Financial Impacts 204

19.1. Present Value Revenue Requirements ................................................................................................................. 204

19.2. Scenario 3 and Distributed Resources ................................................................................................................. 209

19.3. Scenario 5 and the Carbon Tax ................................................................................................................................ 210

19.4. Scenarios and Cap‐and‐Trade Interactions ........................................................................................................ 211

20. Retail Rates 212

21. Greenhouse Gas Emissions 217

21.1. Cap‐and‐Trade Program ............................................................................................................................................ 218

21.2. Carbon Emissions Netting Market Interactions at CAISO Average Carbon Content ............................ 218

21.3. RPS (SB 100) .................................................................................................................................................................. 220

21.4. Renewable and Zero‐Carbon (SB 1020) ............................................................................................................... 221

21.5. Carbon‐Free Hourly (Resolution 9977) ............................................................................................................... 221

21.6. GEAT .................................................................................................................................................................................. 222

22. Implementation Steps – Carbon-Free Pathways 223

22.1. PWP’s Proactive Carbon‐Free Procurement Actions ...................................................................................... 225

22.1.1. Utility-Scale Photovoltaic Solar + Battery ........................................................................................................................................... 226

22.1.2. Geothermal ....................................................................................................................................................................................................... 226

22.1.3. Additional Battery (Local) ......................................................................................................................................................................... 226

22.2. Resource Procurement Guided by the Results of this IRP............................................................................. 226

22.3. Supplemental Near‐Term Actions .......................................................................................................................... 227

22.3.1. Explore DER Expansion and Refine Planning for Internal Resource Sizes and Placement; Revisit the PDMP .... 228

22.3.2. Support Mass Transit and Electric Vehicle Fleet Development, Focusing on Electric Buses (City and School); Pursue Vehicle-to-Grid Charging Opportunities ................................................................................................................................................... 228 33 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
7 of 297

22.3.3. Perform a More Extensive Study on the Future of Glenarm ....................................................................................................... 228

22.3.4. Prepare for a Significant Increase in Expenditures Over the Next 20 Years ....................................................................... 229

22.3.5. Perform a Cost-of-Service Study, Rate Impact Study, and Rate Ordinance Proposal ...................................................... 229

22.3.6. Investigate Rate Structure: Time-of-Use Rates, the Next Net Energy Metering Program, Electric Vehicle Charging Rates, Low-Income Assistance, Any Changes to Customer Incentives or Subsidies, Etc. ................................................................... 229

22.3.7. Expand Demand-Side Management; Explore Advanced Metering Infrastructure Connection Incentives ............ 229

22.3.8. Determine the Future of PWP’s Green Power Program ............................................................................................................... 229

22.3.9. Monitor the Influence of the Building Electrification Ordinance After It Becomes Effective in 2025 ..................... 230

22.3.10. Update the Pasadena Utility Code, Electrical Code, and Fire Code (for Batteries, Hydrogen Fuel Cells, etc.) ...... 230

22.3.11. Continue to Monitor Emerging Technology Developments ........................................................................................................ 230

22.4. Timeline The Longer‐Range Outlook .................................................................................................................... 230

23. Appendix - Required Tables 232

23.1. Capacity Resource Accounting Table .................................................................................................................... 232

23.2. Energy Balance Table (Scenario 4 Example) ...................................................................................................... 233

24. Appendix – Integrated Resource Plan Contract and Resource Roles 235

25. Appendix – Opportunities for Future Studies and Analysis 236

26. Appendix - Model Parameters and Additional Reliability Metrics 240

27. Appendix – Cost of New Resources 249

27.1. Utility‐Scale Solar ......................................................................................................................................................... 249

27.2. Commercial Solar ......................................................................................................................................................... 250

27.3. Residential Solar .......................................................................................................................................................... 251

27.4. Utility‐Scale 4‐Hour Storage ..................................................................................................................................... 252

27.5. Utility‐Scale 6‐Hour Storage ..................................................................................................................................... 253

27.6. Utility‐Scale 8‐Hour Storage ..................................................................................................................................... 254

27.7. Utility‐Scale 10‐Hour Storage .................................................................................................................................. 255

27.8 . Commercial 4‐Hour Storage ..................................................................................................................................... 256

27.9. Residential 2.5‐Hour Storage ................................................................................................................................... 257

27.10. Fuel Cells ......................................................................................................................................................................... 258

27.11. Land‐Based Wind ......................................................................................................................................................... 259

27.12. Offshore Wind ............................................................................................................................................................... 260

27.13. Geothermal ...................................................................................................................... Error! Bookmark not defined.

1. Executive Summary 265

2. Disclaimer 266

3. Portfolio Content Category Requirements 266
34 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
8 of 297

4. Renewable Portfolio Standard Procurement Plan 268

4.1. Supply vs. Load .............................................................................................................................................................. 268

5. Compliance Strategy 269

6. Balanced Portfolio 270

7. PWP’s Renewable Portfolio Standard and Carbon-Free Strategy 270

8. PWP’s Renewable Portfolio Standard Procurement Process 271

8.1. Quantitative Analysis .................................................................................................................................................. 272

8.2. Qualitative Analysis..................................................................................................................................................... 272

9. Summary of Renewable Portfolio Standard Procurement Plan 273

10. Renewable Portfolio Standard Procurement Plan Limitations and Relief 277

11. Version History 277

28. Purpose 283

29. Renewable Portfolio Standard Procurement Plan Guidelines 283

29.1. Compliance Periods ..................................................................................................................................................... 283

29.2. State RPS Procurement Targets .............................................................................................................................. 283

29.3. Portfolio Content Category Definition and Balance Requirements ........................................................... 285

29.4. Long‐Term Contracts .................................................................................................................................................. 288

29.5. Additional Requirements .......................................................................................................................................... 288

29.6. City Council Discretion ............................................................................................................................................... 288

29.7. Review of the Renewable Portfolio Standard Procurement Plan ............................................................... 289

30. Public Notice for the Renewable Portfolio Standard Procurement Plan 289

31. Excess Procurement 289

32. Renewable Energy Procurement in Excess of Statutory Procurement Targets 290

33. Renewable Portfolio Standard Enforcement Plan Limitations and Relief 291

34. Reporting 294

35. Enforcement 294

36. Version History 295

35 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
9 of 297

Table of Figures
Figure 1: Acronyms ............................................................................................................................................................... 16 Figure 2: California Energy Commission Guidelines and Location ........................................................................................ 22 Figure 3: Comparison of System Average Interruption Frequency Index and System Average Interruption Duration Index .............................................................................................................................................................................................. 25 Figure 4: Average Residential Bills, Measured at 750 kWh/Month ...................................................................................... 26 Figure 5: Average Commercial Bills, Measured at 3,500 kWh/Month (May 2023) .............................................................. 27 Figure 6: California Energy Commission Requireme
nts ........................................................................................................ 30 Figure 7: PWP's 2023 Integrated Resource Plan Timeline .................................................................................................... 33 Figure 8: 2018 Integrated Resource Plan Progress ............................................................................................................... 33 Figure 9: 2021 Integrated Resource Plan Update Progress .................................................................................................. 34 Figure 10: Total Light‐Duty Electric Vehicles on Grid ............................................................................................................ 39 Figure 11: Annual Sales of Light‐
Duty Electric Vehicles ........................................................................................................ 39 Figure 12: Map of Electric Vehicle Chargers in PWP’s Territory ........................................................................................... 41 Figure 13: PWP's Actual Cumulative Energy Efficiency Savings ............................................................................................ 44 Figure 14: Past Public Benefit Charge Budgets ..................................................................................................................... 45 Figure 15: Estimated Greenhouse Gas Emissions from Existing Ho mes and Businesses ..................................................... 45 Figure 16: Incremental Energy Efficiency Savings (MWh) .................................................................................................... 46 Figure 17: Incremental Energy Efficiency Savings (MW) ...................................................................................................... 47 Figure 18: Impact of Energy Efficiency and Customer‐Owned Generation on Electric Sales ............................................... 47 Figure 19: Low‐Income (Electric Utility Assistance Program) ............................................................................................... 49 Figure 20: California Alternate Rates for Energy (Age or Disability Qualification) ............................................................... 49 Figure
21: California Alternate Rates for Energy Plus (Age or Disability Qualification) ........................................................ 49 Figure 22: Comparison of the Composition of the 2018 STAG and the 2023 STAG ............................................................. 52 Figure 23: Renewable Portfolio Standard: Key Legislative Actions in California .................................................................. 54 Figure
24: Senate Bill 100 and Senate Bill 1020 Requirements ............................................................................................ 55 Figure 25: Portfolio Content Categories ............................................................................................................................... 56 Figure 26: RPS and Zero‐Carbon Modeled Requirements .................................................................................................... 57 Figure 27: Solar Resource Adequacy Accreditation .............................................................................................................. 62 Figure 28: EnCompass Power Planning Software ................................................................................................................. 67 Figure 29: PWP Integrate d Resource Plan Critical Model Constraints ................................................................................. 68 Figure 30: Model Topology ................................................................................................................................................... 68 Figure 31: SP15 7x24 Power Prices ....................................................................................................................................... 70 Figure 32: Fuel Prices ............................................................................................................................................................ 70 Figure 33: Fuel Pricing Assumed in PWP’s 2023 Integrated Resource Plan ......................................................................... 71 Figure 34: Transmission Access Charge Forecast .................................................................................................................. 73 Figure 35: Resources
by Location ......................................................................................................................................... 74 Figure 36: Resource Category by Size ................................................................................................................................... 74 Figure 37: Owned and Contracted Resources ...................................................................................................................... 75 Figure 38: Contracts for Renewable Energy ......................................................................................................................... 76 Figure 39: New Resource Parameters ................................................................................................................................... 79 36 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
10 of 297

Figure 40: Resource Adequacy Accreditation for New Resources ........................................................................................ 81 Figure 41: Bonus Tax Credits for Renewable Resources ....................................................................................................... 84 Figure 42: IRA Tax Credits for Projects in Service After December 2024 ............................................................................. 85 Figure 43: PWP 2023 Integrated Resource Plan Tax Credit Assumptions ............................................................................ 85 Figure 44: Domestic Content Requirements ......................................................................................................................... 87 Figure 45: Reference Market Prices ...................................................................................................................................... 88

Figure 46: Utility‐Scale Solar Nominal Pricing ....................................................................................................................... 89 Figure 47: Utility‐Scale Solar Pricing in Real 2023 $ .............................................................................................................. 90 Figure 48: Real vs. Nominal Values ....................................................................................................................................... 91 Figure 49: Real vs. Nominal Levelized Cost of Energy ........................................................................................................... 91 Figure 50: Different Components of Elec tricity .................................................................................................................... 95 Figure 51: Different Components of Electricity by Resource Type ....................................................................................... 96 Figure 52: Cost of New Energy Resources ............................................................................................................................ 96 Figure 53: Cost of New Capacity Resources .......................................................................................................................... 97 Figure 54: Transmission Access Charge ................................................................................................................................ 98 Figure 55: Diversity in Load Consumption and Resource Generatio n .................................................................................. 99 Figure 56: California Energy Demand Forecast Components ............................................................................................. 100 Figure 57: PWP Peak Demand............................................................................................................................................. 103 Figure 58: PWP Energy ........................................................................................................................................................ 104 Figure 59: Technical, Economic, and Market Potential for Energy Efficiency .................................................................... 106 Figure 60: Additional Achievable Energy Efficiency in PWP’s 2023 Integrated Resource Plan .......................................... 107 Figure 61: Additional Achievable Energy Efficiency Percent Reduc tion in Load................................................................. 107 Figure 62: AAFS in PWP’s 2023 IRP ..................................................................................................................................... 108 Figure 63: Distributed Solar in PWP’s 2023 IRP .................................................................................................................. 109 Figure 64: Distributed Storage in 2023 IRP ......................................................................................................................... 110 Figure 65: Time‐of‐Use Rates in PWP’s 2023 Integrated Resource Plan ............................................................................ 111 Figure 66: Av
erage Hourly Impact of Time‐of‐Use Rates in PWP’s 2023 Integrated Resource Plan .................................. 111 Figure 67: Transportation Electrification in PWP’s 2023 Integrated Resource Plan .......................................................... 113 Figure 68: Light‐Duty Electric Vehicle Penetration in PWP’s 2023 Integrated Resource Plan ........................................... 113 Figure 69: Average Hourly Shape for Light‐ Duty Electric Vehicles ..................................................................................... 114 Figure 70: Average Hourly Shape for Medium/Heavy‐Duty Electric Vehicles .................................................................... 114 Figure 71: Average Hourly Load Profile .............................................................................................................................. 115 Figure 72: PWP’s Historical Load ........................................................................................................................................ 116 Figure 73: Percent of PWP Peak During Southern California Edison’s Peak ....................................................................... 117 Figure 74: Load Forecast ..................................................................................................................................................... 118

Figure 75: CAISO Metered Load by Component ................................................................................................................. 119 Figure 76: Hour of CAISO Peak Metered Load .................................................................................................................... 119 Figure 77: PWP Load Comparison ....................................................................................................................................... 121 Figure 78: Average Hourly Load .......................................................................................................................................... 121 Figure 79: Load Duration Curve .......................................................................................................................................... 122 Figure 80: Load Duration Cur ve Inflection Points ............................................................................................................... 122 Figure 81. Simplified Diagram of PWP's Sub‐Transmission System .................................................................................... 124 37 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
11 of 297

Figure 82: PWP’s CalEnvironScreen 4.0 Identified Disadvantaged Area Communities ...................................................... 126 Figure 83: Scenario vs. Emerging Technology Scenario vs. Sensitivity ............................................................................... 130 Figure 84: Internal vs. External ........................................................................................................................................... 131 Figure 85: Utility‐Scale or Distributed? ............................................................................................................................... 132 Figure 86: Renewable vs. Zero‐Carbon vs. Carbon‐Free ..................................................................................................... 133 Figure 87: Scenarios ............................................................................................................................................................ 134 Figure 88: Distributed Resources in Load Forecast ............................................................................................................. 135

Figure 89: Social Cost of Carbon ......................................................................................................................................... 137 Figure 90: Carbon Intensity of CAISO .................................................................................................................................. 138 Figure 91: Potential Emerging Technologies ....................................................................................................................... 138 Figure 92: Island vs. Market Access .................................................................................................................................... 140 Figure 93: PWP’s Existing Cumulative Installed Capacity ................................................................................................... 141 Figure 94: PWP’
s Firm Capacity Position without Resource Additions ............................................................................... 142 Figure 95: PWP’s Firm Capacity Position without Resource Additions ............................................................................... 143 Figure 96: Energy Position without Resource Additions ..................................................................................................... 144 Figure 97: Renewable Position without Resource Additions .............................................................................................. 145 Figure 98: Sensitivities ........................................................................................................................................................ 145 Figure 99: Sensitivity Metr ics .............................................................................................................................................. 146 Figure 100: Peak Load in 2030 ............................................................................................................................................ 146 Figure 101: Heat Wave Data Creation ................................................................................................................................ 149 Figure 102: Simulated Temperatures Under a Heat Wave ................................................................................................. 150 Figure 103: Wind and Solar Profiles Under Heat Wave ...................................................................................................... 150 Figure 104: Heat Wave Prices ............................................................................................................................................. 151 Figure 105: Dema nd vs. Goodrich in 2030 .......................................................................................................................... 152 Figure 106: Scenario 1: New Cumulative Installed Capacity ............................................................................................... 152 Figure 107: Scenario 1: Cumulative Installed Capacity by Location ................................................................................... 153 Figure 108: Scenario 1: Summer Resource Adequacy ........................................................................................................ 155 Figure 109: Scenario 1: Winter Resource Adequacy ........................................................................................................... 155 Figure 110: Scenario 1 Resource Adequacy Position .......................................................................................................... 156 Figure 111: Sc
enario 1: Consecutive Model Runs ............................................................................................................... 157 Figure 112: Summer vs. Winter Peaks ................................................................................................................................ 158 Figure 113: Scenario 1: Island – Resources That Load, Storage Charging, and Market Sales are Served By ...................... 158 Figure 114: Scenario 1: Energy Market Access – Energy Position ...................................................................................... 159 Figure 115: CAISO Excess: What is it Worth? ...................................................................................................................... 160 Figure 116: Sce
nario 1: Energy Market Access – Resources That Load, Storage Charging, and Market Sales are Served By ............................................................................................................................................................................................ 160 Figure 117: Scenario 2: New Cumulative Installed Capacity ............................................................................................... 162 Figure 118: Scenario 2:  Cumulative Installed Capacity by Location................................................................................... 162 Figure 119: Scenario 2: Summer Resource Adequacy ........................................................................................................ 164 Figure 120: Scenario 2 Resource Adequacy Position .......................................................................................................... 164 Figure 121: Scenario 2: Island – Resources That Load, Storage Charging, and Market Sales are Served by ...................... 166 38 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
12 of 297

Figure 122: Scenario 2: Energy Market Access – Resources That Load, Storage Charging, and Market Sales are Served by ............................................................................................................................................................................................ 166 Figure 123: Scenario 2: Energy Market Access – Energy Position ...................................................................................... 167 Figure 124: Scenario 3: New Cumulative Installed Capacity ............................................................................................... 168 Figure 125: Scenario 3: Cumulative Installed Capacity by Location ................................................................................... 169 Figure 126: Sc
enario 3: Summer Resource Adequacy ........................................................................................................ 170 Figure 127: Scenario 3: Resource Adequacy Position ......................................................................................................... 170 Figure 128: Scenario 3: Island – Resources That Load, Storage Charging, and Market Sales are Served By ...................... 171 Figure 129: Scenario 3: Energy Market Access – Resources That Load, Storage Charging, and Market Sale s are Served By ............................................................................................................................................................................................ 171 Figure 130: Scenario 3: Energy Market Access – Energy Position ...................................................................................... 172 Figure 131: Scenario 4: New Cumulative Installed Capacity ............................................................................................... 173 Figure 132: Scenario 4: Cumulative Installed Capacity by Location ................................................................................... 173 Figure 133: Scenario 4: Summer Resource Adequacy ........................................................................................................ 175 Figure 134: Sc
enario 4: Resource Adequacy Position ......................................................................................................... 175 Figure 135: Scenario 4: Summer Qualifying Capacity ......................................................................................................... 176 Figure 136: Scenario 4: Resources That Load, Storage Charging, and Market Sales are Served By ................................... 176 Figure 137: Scenario 4: Energy Position .............................................................................................................................. 177 Figure 138: Wind and Solar vs. Alternative Fu els ............................................................................................................... 178 Figure 139: Scenario 5: Installed Capacity .......................................................................................................................... 178 Figure 140: Scenario 5: Cumulative Installed Capacity by Location ................................................................................... 179 Figure 141: Scenario 5: Summer Resource Adequacy ........................................................................................................ 180 Figure 142: Scenario 5: Resource Adequacy Position ......................................................................................................... 180 Figure 143: Average Resource Costs with Carbon Tax (SCC) .............................................................................................. 181 Figure 144: Scen
ario 5: Resources That Load, Storage Charging, and Market Sales are Served By ................................... 182 Figure 145: Scenario 5: Energy Position .............................................................................................................................. 183 Figure 146: Total Carbon Emissions Under Cap‐and‐Trade (Scenarios 1 through 5).......................................................... 183 Figure 147: Total Portfolio Carbon Emissions (Netting Market Purchases and Sales) ....................................................... 184 Figure 148: Sc
enario 6: Energy Efficiency Proxy – Results .................................................................................................. 185 Figure 149: Scenario 6: Demand Response Proxy: Results ................................................................................................. 185 Figure 150: Installed Capacity of Scenarios ........................................................................................................................ 186 Figure 151: Installed Capacity of Scenarios by Type in 2031 .............................................................................................. 186 Figure 152: Qualifying Capacity of Scenarios in 2031 ......................................................................................................... 187 Figure 153: Internal vs. External Installed Capacity in 2031 ............................................................................................... 187 Figure 154: Installed Capacity Distributed Resources per Scenario – in Addition to Load Forecast .................................. 188 Figure 155: Net Generation of Scenarios in 2031 ............................................................................................................... 189 Figure 156: Renewable Compliance Across Scenarios ........................................................................................................ 190 Figure 157: Renewable Compliance acro ss Scenarios by Type in 2031 .............................................................................. 190 Figure 158: Annual Zero‐Carbon Requirements by Scenarios ............................................................................................ 191 Figure 159: Zero‐Carbon across Scenarios by Type in 2045 ............................................................................................... 191 Figure 160: Carbon‐Free across Scenarios .......................................................................................................................... 192 Figure 161: Heat Wave Sensitivity Results .......................................................................................................................... 192 39 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
13 of 297

Figure 162: Scenario 1: Heat Wave ..................................................................................................................................... 194 Figure 163: Scenario 1: Heat Wave with Goodrich Maximized .......................................................................................... 194 Figure 164: Scenario 2: Heat Wave with Goodrich Maximized .......................................................................................... 195 Figure 165: Scenario 3: Heat Wave Top 10 Additional Energy Need Hours (September 2030) ......................................... 195 Figure 166: Internal Installed Capacity in 2030 for Scenario 2 and 3 ................................................................................. 196 Figure 167: Sc
enario 4: Heat Wave ..................................................................................................................................... 197 Figure 168: Goodrich Transfer Contingency Results ........................................................................................................... 197 Figure 169: Internal Installed Capacity in 2030 Across Scenarios ....................................................................................... 198 Figure 170: Scenario 4 and 5: Additional Energy Needs Under Heat Wave ....................................................................... 198 Figure 171: Illustration of Degradation
Strategies for Battery Storage .............................................................................. 200 Figure 172: Installed Storage Capacity in 2031 ................................................................................................................... 201 Figure 173: Net Renewable Generation vs. Load in 2031 ................................................................................................... 202 Figure 174: California Eligible Renewable and Carbon‐Free Resources That Do Not Go Toward Hourly .......................... 202 Figure 175: PWP is Selling or Curtailing X% of Load in Renewable/Zero‐ Carbon Resources ............................................. 203 Figure 176: Percent of Hours with Negative Net Load in September 2031 ........................................................................ 203 Figure 177: Hourly Load versus Net Load Across Scenarios for Three Days in September 2031 ....................................... 204 Figure 178: Components of PVRR ....................................................................................................................................... 204 Figure 179: Scen
ario 1: PVRR .............................................................................................................................................. 205 Figure 180: Scenario 2: PVRR .............................................................................................................................................. 206 Figure 181: Scenario 3: PVRR .............................................................................................................................................. 206 Figure 182: Scenario 4: PVRR .............................................................................................................................................. 207 Figure 183: Scenario 5: PVRR .............................................................................................................................................. 207 Figure 184: PVRR By Category Across Scenarios (Mid Costs) ............................................................................................. 208 Figure 185: PVRRs for Mid, High, Low Costs of New Resources ......................................................................................... 208 Figure 186:

Percent Costs are Higher in 20 Years Compared to Scenario 4 (Reference Costs) ......................................... 209 Figure 187: 2030 $/kWh Costs in Addition to Scenario 4 ................................................................................................... 209 Figure 188: Costs of Forced Distributed Energy Resources in Scenario 3 .......................................................................... 209 Figure 189: Costs of Carbo
n Tax in Scenario 5 .................................................................................................................... 210 Figure 190: Present Value Revenue Requirement if Carbon Tax Returned ........................................................................ 211 Figure 191: Carbon Allowance Sale Prices .......................................................................................................................... 212 Figure 192: PVRR with Cap‐and‐Trade Allowance Sales ..................................................................................................... 212 Figure 193: PWP Historical and Budgeted Reta il Rates (Nominal Dollars per kWh) .......................................................... 213 Figure 194: PWP Retail Rate Components as Percent of Total ........................................................................................... 214 Figure 195: Costs Included and Excluded from IRP Modeling ............................................................................................ 214 Figure 196: Annual Bill Impacts for Single‐Family Residential Customers (Moderate Cost Estimates) ............................. 216 Figure 197: Annual Bill Impa cts for Single‐Family Residential Customers (High‐Cost Estimates) ...................................... 217 Figure 198: Cumulative Emissions Under Cap‐and‐Trade Program .................................................................................... 218 Figure 199: Cumulative Portfolio Emissions Netting CAISO Purchases and Sales .............................................................. 219 Figure 200: Cost of Avoided Carbon ................................................................................................................................... 219 Figure 201: Renewable Traits .............................................................................................................................................. 220 Figure 202: Over/under
procurement for compliance period (MWh) ............................................................................... 220 Figure 203: Renewable and Zero‐Carbon Traits ................................................................................................................. 221 40 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
14 of 297

Figure 204: Hourly‐Carbon‐Free Achievements.................................................................................................................. 221 Figure 205: Adjusted Portfolio emissions ........................................................................................................................... 222 Figure 206 Incremental Installation of Resource Under Scenario 2 ................................................................................... 224 Figure 207: Cumulative New Resource Installed Capacity Through 2031 (MW) ................................................................ 227 Figure 208: 2023 IRP Implementation Timeline  ................................................................................................................ 231 Figure 209: 100% Carbon – Free Trajectory to Waypoint in 2028 ...................................................................................... 231 Figure 210: Capacity Resource Ac
counting Table Load ...................................................................................................... 232 Figure 211: Energy Balance Table (Scenario 4) Load .......................................................................................................... 233 Figure 212: IRP Contacts and Roles ..................................................................................................................................... 235 Figure 213: Opportunities for Future Studies and Analysis ................................................................................................ 236 Figure 214: Reliability Metrics for First Round Scenario Modeling ( Capital Expansion) .................................................... 241 Figure 215: Reliability Metrics for First Round Scenario Modeling (Hourly Dispatch) ....................................................... 242 Figure 216: Reliability Metrics for Second Round Scenario Modeling (Hourly Dispatch)................................................... 242 Figure 217: Scenario 2: Consecutive Model Runs ............................................................................................................... 244 Figure 218: Installed Capacity of Fuel Cells ......................................................................................................................... 245 Figure 219: Resources Tow ard Load ................................................................................................................................... 246 Figure 220: Economic Curtailments Across Scenarios (MWh) ............................................................................................ 247 Figure 221: Utility‐Scale Solar Nominal Costs ..................................................................................................................... 249 Figure 222: Utility‐Scale Solar Real Costs ............................................................................................................................ 249 Figure 223: Commercial Solar Nominal Costs ..................................................................................................................... 250 Figure 224: Commercial Solar Real Costs ............................................................................................................................ 250 Figure 225: Residential Solar Nominal  Costs ...................................................................................................................... 251 Figure 226: Residential Solar Real Costs ............................................................................................................................. 251 Figure 227: Utility‐Scale 4‐Hour Lithium‐Ion Battery Storage Nominal Costs .................................................................... 252 Figure 228: Utility‐Scale 4‐Hour Lithium‐Ion Battery Storage Real Costs ........................................................................... 252 Figure 229: Utility‐Scale 6‐Hour Lithium‐Ion Battery Storage Nomi nal Costs .................................................................... 253 Figure 230: Utility‐Scale 6‐Hour Lithium‐Ion Battery Storage Real Costs ........................................................................... 253 Figure 231: Utility‐Scale 8‐Hour Lithium‐Ion Battery Storage Nominal Costs .................................................................... 254 Figure 232: Utility‐Scale 8‐Hour Lithium‐Ion Battery Storage Real Costs ........................................................................... 254 Figure 233: Utility‐Scale 10‐Hour Lithium‐ Ion Battery Storage Nominal Costs .................................................................. 255 Figure 234: Utility‐Scale 10‐Hour Lithium‐Ion Battery Storage Real Costs ......................................................................... 255 Figure 235: Commercial 4‐Hour Lithium‐Ion Battery Storage Nominal Costs .................................................................... 256 Figure 236: Commercial 4‐Hour Lithium‐Ion Battery Storage Real Costs ........................................................................... 256 Figure 237: Residential 2.5‐Hour Lithium‐Ion Battery Storage Nominal Costs................................................................... 257 Figure 238: Residential 2.5‐Hour Lithium‐Ion Battery Storage Real Costs ......................................................................... 257 Figure 239: Fu
el Cells Nominal Costs .................................................................................................................................. 258 Figure 240: Fuel Cells Real Costs ......................................................................................................................................... 258 Figure 241: Land‐Based Wind Nominal Costs ..................................................................................................................... 259 Figure 242: Land‐Based Wi
nd Real Costs ............................................................................................................................ 259 Figure 243: Offshore Wind Nominal Costs .......................................................................................................................... 260 Figure 244: Offshore Wind Real Costs ................................................................................................................................ 260 Figure 245: Geothermal Nominal Costs ................................................................................... Error! Bookmark not defined. 41 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
15 of 297

Figure 246: Geothermal Real Costs ..................................................................................................................................... 261

42 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
16 of 297

1. Acronyms Used in PWP’s IRP
Figure 1: Acronyms
Acronym  Definition
AAEE  Additional Achievable Energy Efficiency
AAFS  Additional Achievable Fuel Substitution
AATE  Additional Achievable Transportation Electrification AB  Assembly Bill
ACES  Alliance for Cooperative Energy Services Power Marketing LLC AMI  Advanced Metering Infrastructure
APPLE  Project Assisting Pasadena People with Limited Emergencies ATB  NREL’s Annual Technology Baseline
BEV  Battery Electric Vehicle
BRP  Business Rebate Program
Btu  British thermal units
C&S  Codes and Standards
CAISO  California Independent System Operator
CalEnvironScreen  CalEPA’s California Communities Environmental Health Screening Tool CalEPA  California Environmental Protection Agency
CAP   City of Pasadena’s Climate Action Plan
CARB  California Air Resources Board
CARES  California Alternate Rates for Energy
CEC  California Energy Commission
CED  California Energy Demand Forecast
CES  Clean Energy Standard
CIP  Customized Incentive Program
CMUA  California Municipal Utilities Association
CO2e  Carbon dioxide equivalent
CPM  Capacity Procurement Mechanism
CPUC  California Public Utilities Commission
CRAT  Capacity Resource Accounting Table
CS&R  Codes, Standards, and Regulations
D&C  Distribution & Customer Charge
DAC  Disadvantaged Area Communities
DC  Direct Current
DER  Distributed Energy Resource
DOE  U.S. Department of Energy
DOT  Department of Transportation
DR  Demand Response
E3  Energy and Environmental Economics, Inc.

EAC  Environmental Advisory Commission
43 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
17 of 297

Acronym  Definition
EBT  Energy Balance Table
EEI  Edison Electric Institute
EIA  Energy Information Administration
ELCC  Effective Load Carrying Capability
ESAP  Energy Savings Assistance Program
EUAP  Electric Utility Assistance Program
EV  Electric Vehicle
FERC  Federal Energy Regulatory Commission
FY  Fiscal Year
GDS  GDS Associates, Inc.

GEAT  GHG Emissions Accounting Table
GHG  Greenhouse Gas
GPP  Green Power Program
GRI  Global Reporting Initiative
GT  Glenarm
GWh  Gigawatt‐hours
HE  Hour Ending
HELP  Home Enhancement Loan Program
HER  Home Energy Reports
HIP  Home Improvement Program
HVAC  Heating/Ventilation/Air Conditioning
IEPR  Integrated Energy Policy Report
IPP  Intermountain Power Project
IRA  Inflation Reduction Act
IRS  Internal Revenue Service
ISO  Independent System Operator
ITC  Investment Tax Credit
kA  Kiloampere
kV  Kilovolt
kWh  Kilowatt‐hours
LADWP  Los Angeles Department of Water and Power
LCA  Local Capacity Areas
LCFS  Low Carbon Fuel Standard
LCOE  Levelized Cost of Energy
LCR  Local Capacity Requirements
LDV  Light‐Duty Vehicles
LIHEAP  Low‐Income Household Energy Assistance
LIHWAP  Low‐Income Household Water Assistance Program
LRA  Local Regulatory Authority
44 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
18 of 297

Acronym  Definition
LSE  Load Serving Entity
MASH  City’s Municipal Assistance, Solutions, and Hiring Program MDHD  Medium Duty, Heavy Duty
MIP  Mixed Integer Programming
MISO  Midcontinent Independent System Operator
MMBtu  Metric Million British Thermal Unit
MSC  Municipal Services Committee
MVA  Megavolt‐ampere
MW  Megawatt – a unit of capacity (similar to the amount of water a hose can push on demand) MWh  Megawatt‐hour – a unit of energy (similar to the amount of water flowing out of a hose) NBT  Net Billing Tariff
NEM  Net Energy Metering
NERC  North American Electric Reliability Council
NREL  National Renewable Energy Laboratory
O&M  Operations and Maintenance
PBC  Public Benefit Charge
PCC  Portfolio Content Category
PCL  Power Content Label
PG&E   Pacific Gas and Electric
PHEV  Plug‐in Hybrid Electric Vehicle
POU  Publicly‐Owned Utility
PPA  Power Purchase Agreement
PRM  Planning Reserve Margin
PSI  Pasadena Solar Initiative
PTC  Production Tax Credit
PTO  Participating Transmission Owner
PUC  Public Utilities Commission
PV  Photovoltaic
PWP  Pasadena Water and Power
RA  Resource Adequacy
REC  Renewable Energy Certificate
RFP  Request for Proposals
RMR  Reliability Must‐Run Resources
RPS  Renewable Portfolio Standard
RPT  RPS Procurement Table
SAIDI  System Average Interruption Duration Index
SAIFI  System Average Interruption Frequency Index
SASB  Sustainability Accounting Standards Board
SB  Senate Bill
45 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
19 of 297

Acronym  Definition
SCC  Social Cost of Carbon
SCE  Southern California Edison
SCPPA  Southern California Public Power Authority
SDG&E  San Diego Gas & Electric
SMUD  Sacramento Municipal Utility District
SoCalGas  Southern California Gas Company
SPP  Southwest Power Pool
STAG  Stakeholder Technical Advisory Group
TAC  Transmission Access Charge Area
TCFD  Task Force on Climate‐Related Financial Disclosures TOU  Time of Use (Rates)
TSC  Transmission Service Charge
V2G  Vehicle‐to‐Grid Charging
WECC  Western Electricity Coordinating Council
WeDIP  Water and Energy Direct Install Program
ZEV  Zero‐Emission Vehicle

2. Disclaimer
PWP’s 2023 IRP was conducted from January through October 2023. In January 2023, PWP’s City Council passed Resolution 9977, which stated that the City Council declares that climate change is an emergency and sets a policy goal to source 100% of Pasadena’s electricity from carbon‐free sources by the end of 2030. The Resolution directs the City Manager to use the 2023 IRP process to plan multiple approach
es to transition to this goal and to optimize affordability, rate equity, stability,  and  reliability  of  electricity  while  achieving  the  goal.  The  2023  IRP  was  therefore  designed  to  meet  CEC requirements  under  the  Publicly  Owned  Utility  In tegrated  Resource  Plan  Submission  and  Review  Guidelines ‐  Revised Second Edition and begin investigation into carbon‐free pathways.

The 2023 IRP meets the requirements of Resolution 9977, by planning multiple approaches to transition to the goal of 100%  carbon‐free  sources  by  the  end  of  2023,  while  optimizing  affordability,  rate  equity,  stability,  and  reliability  of electri
city, while satisfying CEC requirements. In its daily business, PWP provides its customers with electric service, in a reliable, affordable, and environmentally responsible manner.

3. Executive Summary
On January 30, 2023, Pasadena City Council passed Resolution 9977, which states that climate change is an emergency.

City Council set a policy goal to source 100% of Pasadena’s electricity from carbon‐free sources by the end of 2030 and direct  the  City  Manager  to  utilize  the  2023  IRP  process  to  plan  multiple  a pproaches  to  transition  and  to  optimize affordability, rate equity, stability, and reliability of electricity while achieving this goal.

PWP conducted its 2023 IRP to meet Resolution 9977 objectives. PWP is also under a regulatory directive to file its 2023 IRP in accordance with CEC’s Publicly Owned Utility Integrated Resource Plan Submission and Review Gui delines ‐ Revised Second Edition.
46 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
20 of 297

PWP began the process in earnest in early 2023 and spent most of the year working on its analysis. PWP engaged with individuals across its organization, as well as with City Council, MSC, EAC, STAG, the public, and two external consultants.

PWP is grateful to all that contributed.

PWP modeled five scenarios: three investigated the potential for carbon‐free re sources to meet load by the end of 2030, one met California requirements, and another met California state requirements and added a carbon tax based on the SCC. PWP stressed the five resulting scenarios to four sensitivities: a month‐long heat wave in summer 2030, a loss of Goodrich  in  2030,  high  cost  of  new  resources,  and  low  cost  of  new  resources.  PWP  also  studied  the  potential  of  two different ty
pes of emerging technologies: an energy efficiency proxy resource and a demand response proxy resource.

PWP faces upcoming energy, capacity, and renewable needs. In 2025, the 108 MW IPP coal contract will be  replaced with 50 MW of natural gas, which will then terminate mid‐year in 2027. By 2031, the carbon‐free scenarios showed that PWP needs between 375 MW and 690 MW of solar, between 0 MW and 60 MW of wind, between 35 MW and 55 MW of geothermal, betwee
n 35 MW and 115 MW of fuel cells, and between 305 MW and 685 MW of storage. PWP has a peak of approximately 351 MW in the load forecast by 2031.

Carbon‐free represents a portfolio transformation. Such a transformation must be accompanied by considerations of cost, equity, and reliability. A multi
tude of factors create uncertainty, including, but not limited to, resource costs, resource availability, resource performance under different weather conditions, and load shifts, among others. Cost changes will lead to rate, or rate structure, changes. Such changes must be considered in the context of all PWP ratepayers, incl uding those most at risk.

The scenarios were designed to meet reliability requirements as designed by CAISO. However, requirements may change over time. Glenarm and Goodrich, PWP’s local natural gas generation and interconnection to CAISO, play important roles in  meeting  load  under  various  conditions,  but  will  require  major  modifica tions,  both  physically  and  operationally,  to support a 100% carbon‐free model.  PWP found that it must further consider these implications in a carbon‐free future.

Waypoint Framework:

After thorough discussion and vetting of the IRP modeling results and analysis during the October 10, 2023, Municipal Services Committee (MSC) meeting, the Committee directed PWP to return with a Waypoint framework, as a more valued methodology  for  identifying  specific  near‐term  actions  and  longer‐term  IRP  assessments.   The  Waypoint  framework provides alignment with the policy goal
s of the City of Pasadena, as well as meeting the CEC’s requirements, while also providing for a defined re‐evaluation point to allow for reassessment of new and emerging technologies that are widely industry accepted to be vital enablers for deeper and broader electric grid decarbonization.

The 2028 Wa
ypoint framework is informed by the modeling results of the Carbon‐Free Scenarios 1, 2 and 3; and from a planning perspective is identical to Scenario 2, up‐to the 2028 Waypoint.  Essentially, the IRP 2028 Waypoint can be loosely attributed  to  a  critical  path  Carbon‐Free  pathway  or  analysis  as  informed  by  the  IRP  modeling  results ,  as  Scenario  2 represents the most ambitious of the Carbon‐Free Scenarios.

Procurement Plan through 2028
Resource  procurement  and  implementation  planning  for  the  2023  IRP  are  defined  by  the  2028  Waypoint  framework.

Which among other key value adds, represents a point in time where portfolio planning re‐evaluation occurs, and next 47 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
21 of 297

steps are informed by a variety of considerations, including maturity and feasibility of new and emerging technologies such as carbon‐free hydrogen‐based generation or long‐term battery storage.

The  IRP  2028  Waypoint  framework  and  associated  implementation  plan  align  with  Carbon‐Free  Scenario  2,  and  its associated  modeling  results.   Scenario  2  modeling  or  implemen tation  results  emphatically  affirm  resource  quantity, resource type, and timeline along with other attributes needed for optimization.  The detailed implementation provisions are provided in greater detail in Section 22, but broadly include resource procurements of utility scale solar, utility scale wind, utility scale storage among other resource types.

When comparing  to State mandates and the clean energy plans of other utilities, City Resolution 9977 represents one of the most ambitious decarbonization targets in the USA.  The 2023 IRP identified resource needs, reliability implications, cost, and equity considerations involved in a transition.  PWP looks forward to continuing to build upon effective planning in
the transition to 100% carbon‐free electricity.

48 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
22 of 297

4. Introduction

4.1. Introduction
The  2023  PWP  IRP  is  a  strategic  guidance  document,  compliance  report,  and  initial  action  plan  for  developing  and maintaining a diverse portfolio of power supply resources. It is a blueprint for meeting PWP’s future peak load and energy requirements in a business environment with significant uncertainties and risks. It also reaffirms the City of Pasadena’s (Pasadena or the City) comm
itment to providing reliable, affordable, and environmentally responsible electricity. The IRP also plans multiple approaches to transition to the City Council policy goal to source 100% of Pasadena’s electricity from carbon‐free sources by the end of 2030 and to optimize affordability, rate equity, stability, and reliability of electrici ty while achieving this goal,  as  passed in  January 2023 through  Resolution 9977. The IRP is a  living document  subject to frequent  revisions  and  updates  to  address  the  City’s  evolving  priorities,  technological  developments,  regulatory requirements, and market changes.

PWP’s last IRP, in 2018, was developed through an ex tensive community stakeholder process. The final report and plan identified resource planning options that would best balance system reliability, fiscal responsibility, and environmental stewardship.  The  2018  IRP  recommended  carbon‐free,  long‐term  resource  commitments,  elimination  of  coal‐fired generation, and aggressive RPS targets and GHG emission reduction targets that exceed state mandates. The 2023 IRP builds on the clean ener
gy goals of the 2018 and earlier IRPs. The 2023 IRP is designed to be flexible and adaptable as it anticipates significant changes in the electric industry and PWP’s customer energy requirements over the next 25 years.

Future  power  supply  portfolio  optimiza tion  and  regulatory  compliance  will  require  frequent  reassessment  of  PWP’s electric load, power supply and demand side options, and energy market changes.

The 2023 IRP was created through a collaborative effort under the guidance of the Mayor of Pasadena, City Council, PWP management and staff, Pasadena residents and businesses, and California laws and regulati ons.

A reference guide showing the locations of where the CEC guidelines are satisfied is shown in Figure 2.1

Figure 2: California Energy Commission Guidelines and Location CEC Guidelines and Location
Chapter of CEC
Guidelines  Description of Guideline   2023 PWP IRP Report Section Chapter 2 A  Planning horizon  Planning Horizon (POUs)
Chapter 2 B  Scenarios and sensitivity analysis  Defining Scenarios; Defining Sensitivities; Scenarios and Sensitivities Results
Descriptions  Defining Scenarios; Defining Sensitivities Results  Scenarios and Sensitivities Results
Chapter 2 C  Standardized Tables  Filed separately; Appendix ‐ Required Tables

1 https://www.smud.org/‐/media/Documents/Corporate/Environmental‐Leadership/Integrated‐Resource‐Plan.ashx 49 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
23 of 297

CEC Guidelines and Location
Chapter of CEC
Guidelines  Description of Guideline   2023 PWP IRP Report Section Chapter 2 D  Supporting information  Information relevant to IRP creation is included in this document and its Appendices
Chapter 2 E  Demand forecast  Load Forecast; Requirements; Integrated Energy Policy Report and California Energy Demand
Forecast
Chapter 2 E 1  Reporting requirements  Load Forecast
Chapter 2 E 1 2  Demand forecast methodology and
assumptions  Load Forecast
Chapter 2 E 1 3  Demand forecast‐ other regions  Load Forecast Chapter 2 F  Resource procurement plan  Scenarios and Sensitivities Results; Implementation Steps – Carbon‐Free Pathways
Chapter 2 F 1  Diversified procurement portfolio  Scenarios and Sensitivities Results Chapter 2 F 2  RPS planning requirements  RPS (SB 100); Renewable and Zero‐Carbon (SB 1020) Chapter 2 F 2 a  Forecasted RPS Procurement Targets  In RPT (filed separately) Chapter 2 F 2 b  Renewable Procurement  In RPT (filed separately) Chapter 2 F 2 c  RPS Procurement Plan  Appended as separate document Chapter 2 F 2 d  Recommended Information  Greenhouse Gas Emissions Chapter 2 F 3  Energy efficiency and demand response
resources
Energy Efficiency; Demand Response; Integrated
Resource Plan Method; Scenario 6: Emerging
Technology Study; Scenario 6: Emerging
Technologies Study Scenario
Chapter 2 F 3 a  Recommendations for Energy Efficiency and Demand Response Analysis
Energy Efficiency; Demand Response; Integrated
Resource Plan Method; Scenario 6: Emerging
Technology Study; Scenario 6: Emerging
Technologies Study Scenario
Chapter 2 F 3 b  Calculating and Reporting Energy Efficiency Impacts  In CRAT and EBT (filed separately)
Chapter 2 F 3 c  Calculating and Reporting Demand Response Impacts  In CRAT (filed separately)
Chapter 2 F 4  Energy storage  New Resources; Battery Storage Chapter 2 F 4 a  Recommendations for Energy Storage
Analysis  Battery Storage
Chapter 2 F 5  Transportation electrification  In EBT (filed separately); PWP is investigating options concerning community solar, which would
allow customers unable to install a personal system
to participate in a solar generation project. In a
community solar program, the utility has a solar
system and sells a portion of the system generation
50 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
24 of 297

CEC Guidelines and Location
Chapter of CEC
Guidelines  Description of Guideline   2023 PWP IRP Report Section to customers.   A constructive complement to
community solar, while delivering similar benefits, is
the Green Power Program which supports the
purchase of renewable energy.

Electric Vehicles; Vehicle Electrification
Chapter 2 F 5 a   Recommendations for Transportation
Electrification Analysis
Electric Vehicles; Vehicle Electrification
Chapter 2 F 5 b  Calculating and Reporting Transportation Electrification Impacts
In CRAT and EBT (filed separately)
Chapter 2 G  System and local reliability  Resource Adequacy Chapter 2 G 1  Reliability criteria  System Resource Adequacy and Reserve Margin; Battery Storage; in CRAT (filed separately);
Chapter 2 G 2  Local reliability area  Local Resource Adequacy Capacity Chapter 2 G 3  Addressing net demand in peak hours  Battery Storage; Chapter 2 H   Greenhouse gas emissions  Greenhouse Gas Emissions; in GEAT (filed separately)
Chapter 2 I  Retail rates  Retail Rates
Chapter 2 J  Transmission and distribution system  Transmission and Distribution Chapter 2 J 1  Bulk transmission system  Bulk Transmission System; Bulk Transmission Planning
Chapter 2 J 2  Distribution system  Distribution System Planning Chapter 2 K  Localized air pollutants and disadvantaged communities
Localized Pollutants and Disadvantaged
Communities
Chapter 2 K 1  Reporting Requirements  Localized Pollutants and Disadvantaged Communities
Chapter 2 K 2   Other Recommended Topics  Localized Pollutants and Disadvantaged Communities

4.2. Pasadena Water and Power Department
PWP,  a  department  of  the  City  of  Pasadena,  has  provided  its  residents  and  businesses  with  reliable,  affordable,  and environmentally responsible electricity since the early 20th century. As PWP continues this tradition, it must plan for the increasing electricity needs of its customers in a dynamic industry environment, while meeting the priorities of City Council for significant emission reductions and complying with current and proposed federal and state regulations. This ensures that  PWP  can  continue  to  provide  reliable,  affordable,  and  en vironmentally  responsible  electricity  and  energy‐related services for its customers.

Currently, PWP delivers about 1.1 million MWh of energy annually to approximately 65,000 retail customers. PWP has a historical  peak  load  of  approximately  320  MW.  PWP  has  a  portfolio  of  diverse  resources  including  natural  gas, 51 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
25 of 297

hydroelectric, coal, nuclear, solar, wind, geothermal, and landfill gas. PWP owns natural gas‐fired units at the Glenarm, a share of the Magnolia natural gas‐fired unit in Burbank through an agreement with SCPPA, and the Azusa Hydroelectric Plant. PWP contracts with other resources to benefit from economies‐of‐scale and to share risks. PWP also has ownership and contract rights on various transmission lines, which were oper ationally transferred to the CAISO when PWP became
a PTO in 2004.

The City Council, PWP, and the Pasadena community share a strong commitment to environmental responsibility and PWP has  a  history  of  meeting  its  customers’ electric ity  needs  with  affordable  and  increasingly  environmentally  friendly resources. Over the past 10 years, the Pasadena City Council has demonstrated an ongoing commitment to environmental stewardship by adopting internal goals for renewable energy and carbon emission reduction targets that exceed state mandates. The City also adopted a Climate Action Plan and is a leader in promoting energy  efficiency. The approval of City Council  Resolution  9977  declaring  climate  change  an  emergency  and  establishing  a  policy  goal  to  source  100%  of Pasadena’s electricity from carbon‐free sources by the end of 2030 continues the City’s commitment to move beyond current mandates and remain a leader in protec ting the environment for future generations.

PWP  currently  offers  several  energy  efficiency  rebate  programs  for  both  residential  and  commercial  customers.  The average annual energy savings of PWP’s past energy efficiency programs is about 175 GWh per year.  PWP also offers rebates for EV chargers and has installed several hund red public charging stations in Pasadena.

PWP has historically prioritized providing reliable electricity to its ratepayers. Two standard measures of reliability – SAIFI and SAIDI, shown in Figure 3 – illustrate how PWP’s system reliability compares to that of its neighbors. Over the past 10 years (2013‐2022), PWP’s SAIFI and SAID I have remained among some of the best in the region. While reconstituting its electricity resource portfolio in accordance with this IRP, PWP maintains its commitment to this high level of reliability performance.

Figure 3: Comparison of System Average Interruption Frequency Index and System Average Interruption Duration Index SAIFI
Year  SCE  Pasadena  GWP  Burbank  Anaheim  LADWP
2013  0.85  0.09  0.72  0.19  0.68  0.45
2014  0.84  0.33  0.96  0.24  0.80  0.65
2015  0.83  0.30  0.72  0.17  0.36  0.74
2016  0.95  0.18  1.20  0.39  0.69  0.82
2017  0.84  0.25  1.34  0.52  0.57  0.97
2018  0.71  0.17  1.12  0.33  0.50  0.73
2019  0.85  0.09  1.41  0.32  0.57  0.78
2020  0.85  0.42  1.07  0.38  0.39  0.69
2021  0.96  0.27  0.75  0.31  0.86  0.76
2022  1.10  0.22  0.86  0.22  0.44  0.74
SAIDI
Year  SCE  Pasadena  GWP  Burbank  Anaheim  LADWP
2013  92.5  7.4  22.7  16.5  53.0  64.6
2014  91.5  32.6  37.0  10.0  48.5  77.7
52 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
26 of 297

2015  98.3  21.4  41.7  4.8  35.0  92.4
2016  106.3  15.4  42.5  19.2  27.1  82,8
2017  90.0  30.6  65.4  12.6  35.0  120.9
2018  70.8  20.0  60.6  11.3  27.4  105.4
2019  89.3  14.3  75.1  4.6  42.1  112.8
2020  89.3  35.9  54.0  8.6  26.4  114.1
2021  102.1  29.5  55.9  16.4  70.9  140.2
2022  131.0  26.0  76.2  4.5  25.5  108.9

PWP’s electric rates are established by the Pasadena City Council after review and input from the MSC. The table in Figure 4 was created by the CMUA and shows average electric rates for residential customers who consume 750 kWh (or 1/1,000 of a MWh) per month. PWP’s residential rates are about 45% lower than SCE’s rates.

Figure 4: Average Residential Bills, Measured at 750 kWh/Month

PWP commercial rates are also considerably lower than SCE rates.

53 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
27 of 297

Figure 5 (also created by CMUA) shows average rates for commercial customers who use 3,500 kWh per month. PWP’s commercial customer rate is about 20% lower than SCE for similar customers.

Figure 5: Average Commercial Bills, Measured at 3,500 kWh/Month (May 2023)

PWP  offers  two  optional  rate  plans  to  residential  and  commercial  customers:  flat  seasonal  rates  and  TOU  rates.  Each customer may choose which plan makes best economic sense for them. PWP also has economic assistance programs for low‐income residents and medical device users.

4.2.1. Pasadena Executive Management and Governing Bodies Pasadena  has  a  Council‐Manager  form  of  government  that  includes  seven  City  Council  districts,  each  with  an  elected Councilmember serving a four‐year term. The Mayor is an elected position that represents the entire City and serves a four‐year  term.  The  City  Council  is  responsible  for  setting  policies,  passing  ordinances,  adopting  the  City  budge t, appointing committee members, and hiring the City Manager, City Attorney/City Prosecutor, and City Clerk.

As a department of the City of Pasadena, PWP is subject to the authority and oversight of the City Manager, MSC, and City Council.  The  City  Council  determines  how  PWP  provides  services  in  the  community,  in cluding  the  establishment  of priorities, policies, rates, and services.

Development of the 2023 IRP was guided by members of the PWP Executive Management team, including the following:
 General Manager
 Assistant General Manager – Power Supply
 Assistant General Manager – Power Delivery
54 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
28 of 297

 Assistant General Manager – Finance and Administration During the development process for the 2023 IRP, PWP held regular staff meetings to discuss city policy, guiding principles and key IRP components. PWP Executive Management directed and supported staff on all aspects of production.

PWP first presented the 2023 IRP to the MSC for consideration and recomm endation. The MSC is a standing committee of four City Council members appointed by Pasadena’s Mayor which reviews the City’s electric, water, transportation, and sanitation services. Following MSC, the IRP was presented to the City Council for approval and adoption.

4.2.2. Regulatory Agencies
The electricity landscape in California is a complex interaction of many entities. While the Pasadena City Council is PWP’s governing body, other state and federal agencies also have regulatory authority.

4.2.2.1. Federal Energy Regulatory Commission
FERC is an independent agency within the U.S. DOE that regulates the interstate transmission of electricity, natural gas, and oil, and approves licenses for hydroelectric projects. FERC oversees related environmental matters. In addition, FERC administers financial reporting regulations and conduct of jurisdictional entities.

4.2.2.2. North American Electric Reliability Council
NERC is a not‐for‐profit international regulatory authority whose mission is to ensure the effective and efficient reduction of risks to the reliability and security of the grid. NERC develops and enforces reliability standards, and annually assesses seasonal and long‐term reliability. Additionally, NERC monitors the bulk power system, and educates, trains , and certifies industry personnel.

4.2.2.3. California Independent System Operator
CAISO is a non‐profit public benefit corporation that manages the flow of electricity across the high‐voltage, long‐distance power  lines  that  make  up  80%  of  California’s  power  grid.  CAISO  provides  open  and  non‐discriminatory  access  to  the transmission grid and supports a competitive energy market for aggregated resources of one MW or greater.

4.2.2. 4. California Energy Commission
The CEC is a state energy policy and planning agency, charged with ensuring a reliable and affordable energy supply. The CEC has the following five major responsibilities:
 Forecasting future energy needs and maintaining historical energy data  Siting and licensing power plants
 Promoting energy efficiency through appliance and building standards  Developing ener
gy technologies and supporting renewable energy
 Planning for and directing state response to energy emergencies

55 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
29 of 297

4.2.2.5. California Public Utilities Commission
The CPUC regulates privately‐owned companies that supply telecommunications, electricity, natural gas, water, railroad, rail transit, and passenger transportation. The CPUC is responsible for ensuring that California utility customers have safe and reliable utility services at reasonable rates and are protected from fraud. PWP is not subject to CPUC oversight.

4.2.2.6. California Air Resources Board
CARB’s mission  is  to  promote  and  protect  public  health,  welfare,  and  ecological  resources  through  the  effective  and efficient  reduction  of  air  pollutants,  while  recognizing  and  considering  the  effects  on  the  state  economy.  CARB  is responsible for, among other things, administering California’s GHG Cap‐and‐Trade Program.

4.3. Statutory Mandate for Integrated Resource Plans
The CEC creates guidelines for IRP creation and submission for POUs and the CEC’s review of those IRPs. PWP files its 2023 IRP under the Publicly Owned Utility Integrated Resource Plan Submission and Review Guidelines ‐ Revised Second Edition, from  2018.2 As  of  January  2023,  there  were  proposed  guidelines  titled  Draft  Commission  Guidelines ‐  Publicly  Owned Utility Integrated Resource Plan Submission and Review, dated August 2022.3 Given that the current guidelines are from 2018 and that PWP began its process prior to rule modification, PWP complied with these rules.

According to the CEC, “IRPs are electricity system planning documents that describe how utilities plan to meet their energy and  capacity  resource  needs,  policy  goals,  physical  and  operational  constraints,  and  other  utility  prio rities  (such  as reducing rate impacts on customers’ bills).”4 In other words, IRPs are compliance and strategy documents that evaluate a range of risks and opportunities to help a utility plan its next steps. Under PUC Section 9622, the CEC can adopt guidelines to govern the submission of IRP data so it can review the IRP’s consistency with the requirements of PUC Section 9621.The requirem
ents from the CEC ensure that IRP analysis is robust and complies with state regulations and directives.

PWP is required to file an IRP with the CEC every five years. PWP’s 2023 IRP adoption is due by year end, 2023. PWP needs to  file  at  minimum  one  scenario,  or  “a  set  of  assumptions  about  future  conditions  used  in  power  system  modeling performed to support gen
eration or transmission planning”, with the CEC in a document that also lists assumptions, key considerations, and outputs. The IRP filing should include any additional material that supports the CEC’s review. Results must be filed in four standard tables in Microsoft Ex cel templates.

PWP considered multiple scenarios, which are included in this IRP for stakeholder consideration. Requirements from the CEC are shown in Figure 6.

2 https://efiling.energy.ca.gov/GetDocument.aspx?tn=224889&DocumentContentId=55481 3 https://www.energy.ca.gov/publications/2022/publicly‐owned‐utility‐integrated‐resource‐plan‐submission‐and‐review‐guidelines 4 https://efiling.energy.ca.gov/GetDocument.aspx?tn=224889&DocumentContentId=55481

56 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
30 of 297

Figure 6: California Energy Commission Requirements

4.4. Community Outreach
PWP is a not‐for‐profit organization owned and operated by the City of Pasadena, with priorities that include reliability, customer  responsiveness,  competitive  rates,  and  environmental  stewardship.  Ongoing  engagement  with  residents, businesses,  and  civic  partners  is  instrumental  to  understanding  evolving  community  needs  and  PWP  conducts  regular outreach to gauge public opinion on customer satisfac tion and expectations.

Stakeholder and community involvement is also fundamental to IRP development; therefore, PWP has implemented an outreach strategy using a multi‐media marketing campaign. Communication mediums for the 2023 IRP included website postings,  social  media,  bill  inserts,  print  advertising,  digital  advertising,  City‐direct  mail  newsletters,  PWP  electronic newsletters, informational videos, press releases, and flyers. PWP also worked closely with the City Manager and the MSC to develop STAG,
a diverse cross‐section of the Pasadena community that provided input into the 2023 IRP development.

PWP hosted 10 STAG meetings to refine the 2023 IRP analysis, develop energy scenarios and addressed interi m comments and  questions.  PWP  also  held  three  Power  IRP  Community  Meetings  to  ensure  that  community  priorities  were  also represented  in  the  process.  PWP  has  an  extensive  history  of  partnering  with  the  community  and  appreciates  the participation and support of local citizens and businesses in the development of Pasadena’s energy resource plan. 57 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
31 of 297

4.5. Integrated Resource Plan Objectives
The  2023  IRP  sought  to  optimize  PWP’s  resource  mix  to  achieve  a  sustainable  balance  of  system  reliability,  fiscal responsibility,  environmental  stewardship,  and  compliance  with  Council  Resolution  9977,  SB  350,  SB  100,  and  other applicable  legislation  and  regulatory  mandates.  Metrics  and  checklists  for  these  objectives  were  developed  and implemented in this IRP. The following are the comp onents of each objective:
 System Reliability
 Maintain a resource adequacy reserve margin of at least 15%  Maintain CAISO RA requirements in compliance with the CAISO tariff (including System RA, Local RA, and Flexible RA requirements)
 Preserve, optimize, and enhance local generation to reduce risk of over‐reliance on a single transmission tie
at  the  T.M.  Goodrich  Receiving  Station  (Goodrich)  substation  and  integrate  variable  generation, demand‐side management and distributed generation
 Fiscal Responsibility
 Maintain stable, competitive, and affordable rates
 Minimize the impact of market and price volatility in cost factors like fuel and resource procurement  Minimize gene
ration‐related direct costs, including GHG compliance costs  Provide transparency in expected power‐related rates for the average ratepayer  Environmental Stewardship
 Plan multiple approaches to transition to sourcing 100% carbon‐free electricity supply by the end of 2030 as a policy goal of Resolution 9977
 Minimize the environmental impact
of meeting Pasadena’s electric energy needs
 Comply with all federal, state, and local laws and regulations  Meet or exceed required standards for renewables (RPS percentage) as defined by state laws (SB 100)

PWP identified the following four categories for scenario evaluation:

1. Cost

2. Stability

3. Reliability

4. Environmen
t

PWP worked on the IRP from January 2023 through December 2023. Overall, PWP focused on the following two key action items:

1. File an IRP with the CEC to meet state regulatory requirements and guidelines, as mandated by the statute every five years

2. Plan multiple approaches to meet the City’s policy goal of sourci ng 100% of Pasadena’s electricity from carbon‐
free sources by the end of 2030, optimizing for affordability, rate equity, stability, and reliability

58 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
32 of 297

While PWP files this IRP by the end of 2023 to remain in compliance with state regulations, PWP anticipates continuously working on its plans to decarbonize its system.

4.6. Integrated Resource Plan Process and Timeline
SB 350 (De León, 2015) requires that POUs with load greater than 700 GWh, such as PWP, develop an IRP by January 1, 2019, and provide updates every five years thereafter. Compliance is regulated by the CEC.

To assist with the development and preparation of the 2023 IRP, PWP issued a combined RFP in  April 2022 for modeling and consulting services. Proposers were given the option of responding to either or both scopes of work. Of the six firms that responded, three offered proposals for both scopes of work. Proposals for each scope of work were separately scored based on criteria described in the RFP. ACES received the highest evaluated sco re for each of the individual scopes of work, based on a combination of relevant experience, quality of technical proposal, and price proposal.5

To ensure transparency in the IRP study results, PWP also contracted with Environmental and Energy Economics Inc. (E3) to review the IRP analysis.  A recognized leader in clean energy policy implementation, E3 provides technical, policy, and market analysis, and has worked with clients that include CEC, CPUC, CARB, and a variety of public and private utilities throughou
t the nation and the world.  E3 has also explored higher RPS standards for SMUD, experience that was especially valuable for PWP’s project considering the goals of Resolution 9977. A summary of involved consultants and their roles is in the Appendix – Integrated Resource Plan Contract and Resource Roles.

PWP’s IRP process evaluates how
PWP can serve its customers given uncertainty. PWP must consider different topics, such as electricity market price forecasting; resource and contract valuation; power flow modeling, including transmission constraints; modeling regulatory mandates, including RPS and GHG emissions requirements; among others.

The 2023 IRP process starts with de veloping and collecting assumptions and baseline data for existing resources and load trends.  The  next  step  refines  the  analysis  and  develops  energy  portfolio  plans  through  robust  stakeholder  input  and community engagement to best represent Pasadena’s diverse community and ratepayer interests. The process concludes with providing technical analysis and informing policy ma kers to aid them in determining the best path forward to meeting electricity demands and City objectives over the next 25 years.

4.7. 2023 Integrated Resource Plan Timeline
PWP began the 2023 IRP process in January 2023. Inputs for generation, modeling, analysis, stakeholder engagement, and result documentation continued through October. Approval and filing began in the fall of 2023. The 2023 IRP process, by regulatory requirement, was completed in December. See Figure 7.

5 https://ww2.cityofpasadena.net/2022%20Agendas/Sep_19_22/Agenda.asp 59 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
33 of 297

Figure 7: PWP's 2023 Integrated Resource Plan Timeline
Category  Action Item  Timeline
Input  Assumption creation  January through May 2023
Input  Inputs Finalized  June 2023
Output  Modeling  July 2023
Output  Report Drafted  August 2023
Output  Report Finalized by PWP  October 2023
Output  IRP Approved by City Council  November 6, 2023
Output  IRP Submitted to CEC  December 1, 2023

5. Previous Integrated Resource Plans
Integrated resource planning is a continuous process that requires regular updates and adjustments to address changes in electricity needs, regulations, and the business environment. The 2023 IRP is the latest rendition of PWP’s resource planning effort and the 2023 results build upon previous IRP goals,  where applicable, while meeting or  exceeding the requirements of SB 350, SB 100, and other regula
tions.

The most recent plans are the 2018 IRP and the 2021 update to the 2018 plan. These can be accessed on PWP’s website.6 Previous IRPs (prior to 2018) are also available at PWP’s website.7 Figure 8 summarizes progress toward PWP’s 2018 IRP goals.

Figure 8: 2018 Integrated Resource Plan Progress
Recommendation  IRP Goal  Status
Increase in Renewable and
Zero‐Carbon Resources in
Portfolio
Ensure all new long‐term energy supply
contracts are renewable and/or zero‐
carbon emitting resources
No new long‐term fossil‐fuel contracts
have been added since this policy was
adopted in 2018
Reduce fossil fuels in the
portfolio

Exit the IPP no later than 2027  The IPP contract terminates effective 6/15/2027; PWP will not participate in
the IPP Renewal Project (natural gas and
hydrogen blend)
Reduce GHG emissions
(specifically carbon) relative
to PWP’s 1990 level
(approximately 198,600
metric tons)
Achieve GHG emissions reduction of at
least 75% below PWP’s 1990 level by
2030 (reduce to approximately 226,000
metric tons)
Current estimate* is 68% below 1990
levels for 2022, and more than 90%**
below by 2030

6 https://pwp.cityofpasadena.net/powerirp/.
7 https://pwp.cityofpasadena.net/powerirparchive/
60 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
34 of 297

Recommendation  IRP Goal  Status
RPS  Achieve at least 60% RPS by 2030 per
requirements of SB 100
Estimated* at 41.25% RPS for 2022 and
on track to meet the 2030 state mandate
of 60%**
*Current estimate to be updated in the 2022 power content label. **Resolution 9977 looks for 100% carbon‐free by 2030.

In  the  2021  IRP  Update  to  the  2018  plan,  PWP  re‐evaluated  its  portfolio  to  address  changes  to  RA  standards.  ELCC quantifies a resource’s ability to contribute to grid reliability. Currently, it is particularly relevant to solar. The 2021 IRP Update also more closely examined the need and potential for energy storage as a power supply resource. Based on these considerations,  PWP
revised  the  2018  IRP  implementation  plan  in  terms  of  resource  type,  size,  and  timing.  Figure  9 summarizes PWP’s progress toward the 2021 IRP Update recommendations.

Figure 9: 2021 Integrated Resource Plan Update Progress Recommendation  IRP Goal  Status
Resource Procurement  Procure at least 70 MW of accredited capacity by 2025 for RA
Executed a 15‐year 25 MW geothermal
and 20‐year solar plus battery energy
storage system contracts starting in 2027
Energy Storage Study  Investigate storage options to meet 50 MW of installed battery energy storage
by 2025
Issued an RFP for construction of a 25
MW utility‐owned system at the Glenarm
RPS  Continue efforts to achieve 60% RPS by
2030 and net‐zero carbon by 2045
The 2023 IRP optimizes to comply with
RPS regulations and seeks to exceed
requirements based on City Resolution
9977
Fuel Substitution Study  Examine alternative fuel sources, such as biogas or green hydrogen gas, for the
Glenarm local generating stations
Biogas and green hydrogen were
considered in the 2023 IRP (See Section

10.4)
EV Study  Refine forecasted growth of EV charging
in Pasadena
The 2023 IRP includes the impact of
current and expected market penetration
rates in the updated Load Forecast

6. Existing Policies and Programs
PWP has developed multiple customer programs to encourage renewable energy generation, increase energy efficiency, provide low‐income assistance, and facilitate electrification. The programs are a result of the community’s values and the City Council’s vision for demonstrating leadership in environmental stewardship and responsible planning. 61 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
35 of 297

6.1. Distributed Solar

6.1.1. Current Programs
Pasadena  has  customer‐installed  PV  solar  electric  generation,  which  is  primarily  rooftop  solar.  The  PSI  incentivizes customer PV generation through NEM rates.

6.1.2. Net Energy Metering
NEM is a rate and billing structure that allows customers with qualifying PV systems to receive credit for excess generation.

California’s first NEM program, referred to as NEM 1.0, was implemented in 1996. This initial program required California electric utilities, including POUs, to provide customers with PV systems at the full retail value of excess generat ion. A net of total annual PV generation and customer usage resulted in either over‐generation or utility‐supplied energy and was credited  or  billed  accordingly  on  an  annual  basis.  The  NEM  1.0  program  was  designed  to  stimulate  the  market  for renewable energy and help diversify the resource mix in  California.

The California NEM program requirement for IOUs was replaced in 2017 with NEM 2.0 and again in April 2023 with NEM

3.0. Both program revisions were intended to address cost inequities. The full retail rate for electricity includes more than just the cost for energy – it includes the costs of capacity, fees,  wires, and more. For paying customers the full retail rate is, in effect, a subsidy.

NEM 2.0, also known as the Successor Tariff, was implemented by the CPUC in 2017 to replace NEM 1.0 and applies to IOUs. Primary features include a mandatory one‐time interconnection fee, TO U rate requirements, and bypass charges, such as a grid access fee. The program changes were designed to reduce the system cost impacts of large amounts of PV generation on non‐PV customers.

In 2023, California implemented NEM 3.0, also known as the NBT. The new tariff was created to further help reduce service inequities be
tween customers with and without distributed generation, and to promote grid reliability, incentivize solar and battery storage, and improve equitable customer electricity costs. According to the CPUC, which regulates IOUs, NEM

3.0 has no impact on existing rooftop solar customers who continue to retain current compensation rate s. While POUs are not under CPUC jurisdiction, the topic of rate equity and evolution of rates plays an important role in PWP’s future NEM policies.

The goal of the CPUC NEM 3.0 tariff is to promote rate equity by revising rates paid to new solar customers according to the value of the excess ene
rgy at the time it is sent to the grid. Typically, when solar is producing midday and there is surplus energy on the grid, the value of solar generation is low. When the distributed solar is not producing (e.g., at night), the value of generation is much higher. This value dif ference has the effect of incentivizing batteries that can store excess solar  energy  during  the  day,  then  discharge  that  energy  at  night  when  it  has  more  value  to  the  utility.  NEM  3.0  was designed to promote this incentive.

Potential revisions to PWP’s NEM program to update compensation credit s should also include a review of other options and program additions such as virtual or aggregated NEM. Both options allow shared PV systems within customer groups.

All California electric utilities were required to provide NEM 1.0 programs until each met 5% of its total peak demand by solar  installations.  Once
achieved, utilities  could transition  to a replacement  program. At  this  time, PWP still provides 62 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
36 of 297

benefits to its customers under the NEM 1.0 construct, but has met the 5% installation cap (specifically, 14.8 MW based on a peak load of 296 MW). With 21 MW of distributed solar (7% of peak demand) in its service territory as of 2022, PWP now has the option of remaining at NEM 1.0 or tran sitioning to a successor tariff that could include some or all of the provisions of NEM 2.0 or 3.0.

PWP’s current NEM program (NEM 1.0) offers three billing options to customers with PV systems: annual billing, monthly billing and bi‐monthly. Under the annual option, the customer is billed once a year for electric service. If more electric ity is generated than used, the customer may elect to receive compensation for the excess PV generation energy or a credit against future billings.

Under the monthly or bi‐monthly option, PWP calculates energy produced on a monthly or bi‐monthly basis. A customer that produ
ces more energy than consumed during the billing period is credited for the excess at the energy services charge rate plus $0.025/kWh for the associated RECs.  Additionally, because it is less costly to administer, PWP incentivizes the monthly/bi‐monthly option with a bonus of an additional $0.066/ kWh.

6. 1.2.1. Customer‐Generated RECs
PWP does not currently have a mechanism to track customer‐generated RECs and, therefore, does not consider residential or commercial generated RECs for RPS compliance purposes. However, it is expected that AMI will be implemented within the next five years, at which point PWP could use the RECs to help meet RPS requirements. Further investigation  into compliance with regulation is in progress.

6.1.3. Community Solar
PWP  is  investigating  options  concerning  community  solar,  which  would  allow  customers  unable  to  install  a  personal system to participate in a solar generation project. In a community solar program, the utility has a solar system and sells a portion of the system generation to customers.   A constructive complement to community solar, while delivering similar benefits, is th
e Green Power Program which supports the purchase of renewable energy.

6.2. Electric Vehicles
Transportation accounts for more than 50% of California’s GHG emissions and almost 80% of its nitrogen oxide pollutants.8 Understanding  that  transportation  electrification  helps  reduce  emissions,  California  recently  set  a  mandate  requiring 100% of new car and passenger truck sales in the state to be ZEVs by 2035.

CPUC Section 9621 requires IRPs to discuss how utility rate design and incentives support transportation electrification.9 Since  these  efforts  have  positive  community  benefits,  such  as  reduced  local  air  pollution,  PWP  looks  to  align  its transportation electrification programs with state initiatives, laws, and regulations, as well as community priorities. PWP

8 https://www.energy.ca.gov/about/core‐responsibility‐fact‐sheets/transforming‐transportation 9 https://openstates.org/ca/bills/20212022/SB437/
63 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
37 of 297

endeavors to study the impact of potential programs on low‐income and disadvantaged communities to reduce PWP’s system and individual driver costs.

6.2.1. Current Electric Vehicle Incentives
PWP offers the following three EV‐related incentives:
 The Commercial EV Charger Rebate Program provides a $3,000 rebate for installed, smart level 2 (240 V) chargers.

For Direct Current (“DC”) fast chargers, the rebate ranges up to $6,000 per charger, if installing DC fast chargers accessible  to  students  and  patrons  of  accredited  schools,  as   part  of  income‐qualified  housing,  or  in  a disadvantaged  community. Total incentives are limited to $75,000 per commercial electric customer. For non‐ network charging stations (not internet‐connected), PWP offers a $1,500 rebate per station, up to $15,000 per site/account/customer.10
 The Residential EV Rebate Program provides eligible customers rebates of $250 each for the purchase or lease of up to two plug‐in EVs per address every three years.11 Customers can also receive an additional $250 bonus rebate (up to $500) for purchasing or leasing from a Pasadena auto dealer. Customers enrolled in PWP's income‐qualified Bill Payment Assistance program are eligible for an additional $1,000 rebate. A customer meeting all requirements could receive a total benefit of up to $1,500 per EV.
 The Residential EV Charging Rebate offers custo
mers $600 for installing a Wi‐Fi‐enabled EV charger, or $200 for a standard (non‐Wi‐Fi/non‐internet connected) charger.

As of August 2023, PWP has expended almost $2,320,000 on EV incentives.

6.2.2. Current Electric Vehicle Outreach
PWP’s website includes a robust menu of EV‐related educational material for consumers, including a description of EV features,  air  quality  benefits,  home  charging  tips,  potential  savings,  and  tips  to  enhance  the  driver  experience.12 Also included are links to additional resources that provide information for potential EV buyers, including a cost comparison calculation  for  EVs  and  gasoline‐fueled  vehicles  created  by  the  University  of  California,  Davis,  and  information  about available rebates.13 In addition to online EV promotion, PWP provides ongoing outreach through various mediums, such as  print  and  digital  advertisements,  newsletters,  press  releases,  billboards,  bus  shelter  adverting,  public  service announcements, flyers, events, bill inserts, on‐hold messages, and social media.

6.2.3. Current Electric Vehicle Fleet
As of 2022, the City of Pasadena had 9,254 light‐duty ZEVs, 98% of which were BEVs or PHEVs registered by citizens. The remainder use hydrogen. Light‐duty ZEVs represent about 6.8% of cars on Pasadena roads. In addition, 2,572 new light‐

10 https://pwp.cityofpasadena.net/commercialchargerrebate/ 11 https://ww5.cityofpasadena.net/water‐and‐power/ev/
12 https://pwp.cityofpasadena.net/electrification/;  https://pwp.cityofpasadena.net/ev/ 13 https://gis.its.ucdavis.edu/evexplorer/#!/locations/start 64 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
38 of 297

duty EVs were sold  in 2022,  representing 18.8% of  the light‐duty vehicles sold locally.  Overall, EV adoption  is steadily increasing, which experts predict will continue across the industry.

Figure 10 and Figure 11 show the composition of the zero‐emission vehicles by type by year and the composition of annual sales.
65 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
39 of 297

Figure 10: Total Light‐Duty Electric Vehicles on Grid

Figure 11: Annual Sales of Light‐Duty Electric Vehicles

0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
0 1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Percent of Total Light‐Duty Vehicles on Grid
Number of Light‐Duty EVs on Grid
Total Light‐Duty EVs
BEV >= 200 Miles  BEV < 200 Miles  PHEV ZEVs (%)
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
16%
18%
20%
0 500
1,000
1,500
2,000
2,500
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Percent of Total Light‐Duty Vehicles Sold
Number of Light‐Duty EVs Sold
Annual Sales of Light‐Duty EVs
BEV >= 200 Miles  BEV < 200 Miles  PHEV ZEVs (%)
66 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
40 of 297

Medium‐ and heavy‐duty vehicles, by definition14, weigh more than 10,000 pounds and include vans, buses, and trucks.

By spring 2022, there were more than 1,900 medium‐ and heavy‐duty ZEVs on the road in California, 70% of which were buses.15 In 2023, the City arranged to purchase one electric bus in 2024 that will provide an opportunity to learn more about the benefits and challenges to owning and operating electric busses. As part of its Fleet Replacement Program, the City’s DOT is planning a complete conversion to ZEV buses for local services, such as  Pasadena Dial‐A‐Ride and Pasadena Transit by 2033 and 2040, respectively.16

6.2.4. EV Charging Stations
In addition to incentives for customer‐owned charging stations, Pasadena is committed to developing publicly owned EV charging infrastructure throughout the City. 17 Below is a list of charger types, by level.  Level 1 Charger
 A 120‐volt (standard house outlet) charger using trickle charging, providing roughly three to five miles of range for every hour charged. A Level 1 charger is typically included in every EV purchase.  Level 2 Charger
 A 240‐volt charger (using a typical house outlet for drye rs, ovens, or heating, ventilation, and cooling). These chargers can charge anywhere from 5.5 miles of range to 60 miles of range per hour of charging, depending on the specific car make and model.
 DC Fast Charger (Level 3 Charger)
 A DC fast charger differs fr
om the other two levels as it does not need to convert the electricity from AC to DC. Since the battery charges directly from a DC outlet, this results in the fastest charging speed of any chargers on the market today, an estimated 10 miles of range per minu te charged. Currently, the only DC charging stations available are those installed by utilities and equipped to convert the distribution grid AC electricity into DC.

The City owns 234 charging stations, of which 203 are Level 2 and 31 are DC Fast Chargers. A map of current and planned charging stat
ions is shown in Figure 12. PWP’s website also provides details on where chargers are located.18

14 Medium and Heavy‐Duty Vehicles (ca.gov)
15 https://www.energy.ca.gov/data‐reports/energy‐almanac/zero‐emission‐vehicle‐and‐infrastructure‐statistics/medium‐and‐heavy 16https://ww2.cityofpasadena.net/2023%20Agendas/Jan_30_23/AR%204%20Attachment%20A_Pasadena%20ICT%20Report_Finalre v.pdf
17 https://ww5.cityofpasadena.net/water‐and‐power/ev/
18 https://pwp.cityofpasadena.net/ev/
67 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
41 of 297

Figure 12: Map of Electric Vehicle Chargers in PWP’s Territory

6.2.5. Pasadena’s Department of Transportation Initiatives Pasadena’s DOT is working to expand its bus fleet to include more ZEVs, such as hydrogen fuel cell or plug‐in battery buses.

DOT plans to convert its entire fleet to zero‐emission by 2040, although additional funding opportunities may accelerate the  timeline.  Converting  the  DOT  bus  fleet  to  zero‐emission  will  have  a  large  impact  on  PWP’s  future  load  and infrastructure
and the departments should collaborate planning to meet this need.19

6.2.6. Vehicle‐to‐Grid Charging
In addition to receiving energy through charging, an EV could deliver energy stored in its battery back to the grid. This is called V2G charging, a form of distributed energy storage that could potentially serve as a resource to a utility. This would require the following:

19https://ww2.cityofpasadena.net/2023%20Agendas/Jan_30_23/AR%204%20Attachment%20A_Pasadena%20ICT%20Report_Finalre v.pdf
68 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
42 of 297

 Sensors and communication infrastructure to alert the utility when the EV is connected to a charger, as well as the vehicle’s state of charge (i.e., how full its battery is)  Separate metering on the charger
 Minor internal modifications to the EV and charger to allow bidirectional energy flow  Remote V2G control from the utili
ty to EV via the charger
 An agreement between the utility and EV owner detailing the conditions for the battery energy use, compensation rate, payment method, etc.

PWP could use V2G as a potential distributed energy storage option in Pasadena, possibly beginning with electric transit and school buses, due to the relatively large concentration of battery storage in one locatio n and under a single owner.

These conditions would enable PWP to better predict when the vehicles would be connected to chargers and leverage economies of scale when installing associated infrastructure.

6.3. Energy Efficiency

6.3.1. Current Program Incentives
PWP customers pay a PBC, a state‐mandated charge that is included on all electric service bills. This charge is currently set at  $0.00685/kWh.20 On  average,  PWP  collects  approximately  $6.9  million  annually  through  the  PBC,  which  California requires to be allocated to a separate fund and used for the following specific purposes:
 Energy efficiency/demand response programs
 Renewable resources
 Research, development, and demonstration projects
 Low‐income rate assistance
 Beneficial electrification, according to the City’s Resolution 9977

PBC
funds support the commercial and residential programs outlined in the following sections, as well as the three EV programs discussed in Current Electric Vehicle Incentives.

6.3.1.1.  Commercial Programs
 The BRP provides rebates for energy efficient equipment installations, including LED lighting, certain commercial restaurant equipment, motor controls, commercial appliances,  and HVAC systems.21 The program is limited  to $24,000  per  account,  with  a  cap  of  25%  of  total  project  cost.  For  each  device  installed,  PWP  can  claim  a predetermined amount of energy efficiency savings.

20 https://ww5.cityofpasadena.net/water‐and‐power/rates/ 21 https://ww5.cityofpasadena.net/water‐and‐power/businessrebateprogram/ 69 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
43 of 297

 The CIP provides savings for customized and/or complicated efficiency projects and covers technology not listed in the BRP.22 Limited to $50,000 per account, with a cap of 25% of total project cost, customers are provided a $0.05/kWh rebate on energy savings that are higher than California Green Building Standards Code – Part 11, Title 24, California Code of Regulations (CalGreen) codes for lighting, non‐lighting, and other new construction projects.

For fuel switching
projects, there is an additional incentive of $0.15/pound of CO2 reduction.  WeDIP  applies  to  small‐  to  medium‐sized  commercial  customers  using  50  kW  or  less.23 Eligible  customers  can receive up to $7,500 of water and energy savings equipment installed at no cost.

6.3.2. Residential Programs
PWP has the following residential programs:
 The  Home  Energy  Rebate  Program  provides  numerous  rebates  for  equipment such  as  ENERGY  STAR‐rated refrigerators, dishwashers, ceiling fans, and room air conditioners.  The Refrigerator Recycling Program provides PWP electric customers with free refrigerator recycling services in exchange for a working refrigerator.
 The  Refrigerator  Exchan ge  Program,  which  applies  to  income‐qualified  customers  only,  expands  on  the Refrigerator  Recycling  Program  by  providing  a  free  new  replacement  refrigerator  in  exchange  for  a  working refrigerator.
 The HIP is a direct installation program that provides up to $4,000 in water and energy savings equipment. The program also includes a no‐cost, expert water and energ y use evaluation and potential installation of devices such as LED light bulbs, advanced power strips, attic insulation, or tune‐up of central AC.24  HERs provide customers with a monthly snapshot of personal energy use as it compares to comparable homes in the area. Recipients also receive tips for lower energy usage.25  ESAP is a collaboration with SoCalGas and provides direct installation services for low‐income consumers.  The Residential Electric Panel Upgrade Program provides a rebate for an upgrade to a 200‐amp electric panel.26 This program is intended to assist customers requiring a panel upgrade to support a home EV charger.

With help from the energy efficiency programs, PWP customers saved approximately 174 GWh per year from FY 2011 through FY 2020. 27 This represents a load reduction of approximately 17.2%. See Figure 13.

22 https://ww5.cityofpasadena.net/water‐and‐power/business/ 23 https://ww5.cityofpasadena.net/water‐and‐power/wedip/ 24 https://ww5.cityofpasadena.net/water‐and‐power/homeimprovement/ 25 https://ww5.cityofpasadena.net/water‐and‐power/homereports/ 26 https://pwp.cityofpasadena.net/electricpanelrebate/
27 May 17, 2021 Agenda Report with the subject “Adopt Ten‐Year Energy Efficiency and Demand Reduction Goals for Fiscal Years 2022 through 2031”
70 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
44 of 297

Figure 13: PWP's Actual Cumulative Energy Efficiency Savings

6.3.3. Energy Efficiency Regulations
SB  1037  (2005)  requires  POUs  to  acquire  cost‐effective,  reliable,  and  feasible  energy  efficiency  and  demand  response resources  before  acquiring  other  resources. 28  The  law  also  requires  annual  reporting  of  savings,  expenditures,  and cumulative processes to the CEC. CMUA uses economies of scale to help its 45‐member POUs submit these reports. PWP’s reports are posted by year on its website.

Under AB 2021 (2006) and AB 2227 (2012), a POU’s governing board (specifically the Pasadena City Council in this case) must adopt 10‐year energy efficiency and demand reduction goals every four years. These requirements are codified in PUC Section 9505. The Pasadena City Council adopted its most recent energy efficiency goals in FY 2021. Specific ally, the City Council adopted an annual goal of 11,720 MWh per year in savings and 1.8 MW per year in demand reduction for FY 2022 through 2031. This goal represents a 133.4 GWh reduction in sales cumulatively by Fiscal Year 2031, or 11.3% of forecasted sales. Based on model results and historical data, PWP estimates achieving these goals will cost approximately $3 million per year, or about 1.6% of electric rate revenues, which is consistent with recent spending. As a result, PWP anticipates that th
e $0.00685/kWh PBC charge is currently sufficient. Figure 14 includes a summary of past PBC budgets.

28 May 17, 2021, Agenda Report with the subject “Adopt Ten‐Year Energy Efficiency and Demand Reduction Goals for Fiscal Years 2022 through 2031”
71 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
45 of 297

Figure 14: Past Public Benefit Charge Budgets
Annual Cost
($000/Year)  FY 2016  FY 2017  FY 2018  FY 2019  FY 2020 Residential Programs  $782  $854  $1,727  $1,935  $1,664 Non‐Residential  $2,008  $3,766  $1,267  $1,099  $1,080 Total Program Cost  $2,790  $4,620  $2,994  $3,034  $2,744

The City also refers to energy efficiency in its CAP. Specifically, Strategy 2: Energy Efficiency and Conservation discusses prioritization of energy use reduction in existing buildings and new construction. As part of this strategy, CAP Measure E‐

2.1 sets a target to reduce energy use for existing homes and business by 40% (below 2013 le vels) by 2035.

The adopted energy efficiency goals achieve less than 35% reduction, but this comes from electricity only, not from both electricity and natural gas, as in the CAP goal. In fact, the goal was predicted to save 65% more GHG emissions than the CAP goal foresees. See Figure 1529. Overall, PWP is focused on net GHG reduction.

Figure 15: Estimated Greenhouse Gas Emissions from Existing Homes and Businesses

29 “Adopt Ten‐Year Energy Efficiency and Demand Reduction Goals”. Item #16 delivered to City Council on May 24, 2021. 72 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
46 of 297

In  August  2022,  the  City  Council  adopted  a  building  electrification  ordinance. 30  The  ordinance  noted  that  47%  of Pasadena’s community‐wide GHG emissions come from residential and commercial occupancies. The ordinance requires that existing multifamily buildings, mixed‐use buildings, commercial buildings, and larger‐scale commercial retrofits be electrified. Exceptions include certain types of food service establishments and essential facilities.

6.3.4. Energy Efficiency Forecast and Goals
In 2021, GDS conducted an energy efficiency potential forecasting study for CMUA, which investigated market potential for residential and nonresidential customers.

GDS performed a study specific to PWP’s service territory. As previously stated above, the Pasadena City Council adopted an annual energy efficiency goal of 117.2 GWh from 2022 to 2031, which equates to an average annual target of 1.06% of total energy
use avoided per year. This goal was based on GDS’ study. These goals appear achievable given Pasadena’s current programs and after assuming a GHG adder on avoided costs. While energy savings associated with CS&R constitute about 40% of these total savings, the CEC no longer allows utilities to report on ener gy efficiency stemming from statewide adoption  of  new  codes  and  standards.  Therefore,  CS&R  contributions  were  not  considered  in  setting  PWP’s  goal.  For purposes of the IRP, PWP adopted the results of the GDS market potential study, including the GHG adder but not includi ng the potential gains from CS&R advocacy.

PWP’s energy efficiency goal in 2017 included CS&R and targeted incremental annual savings of 13,500 MWh in energy efficiency and 2.3 MW of demand reduction per year. If PWP includes CS&R savings in its 2021 goal, PWP’s current goals are 19,524 MWh of savings and 3.5 MW of demand reduction per year. PWP remains co mmitted to the cost‐effective promotion  and  adoption  of  energy  efficiency.  Programs  have  become  more  stringent  over  time  to  meet  increasingly ambitious goals, as shown in Figure 16 and Figure 17.

Figure 16: Incremental Energy Efficiency Savings (MWh)
Incremental Energy Efficiency Savings (MWh)
2017 Goal  2021 Goal
Applicable Years  Fiscal Years 2018 – 2027  Fiscal Years 2022 – 2031 PWP Program Savings  11,338  11,720
CS&R Savings  2,111  7,804
Total Annual Savings  13,500  19,524
Adopted Goal: Total Savings  13,500  11,720

30 Building Electrification Ordinance
73 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
47 of 297

Figure 17: Incremental Energy Efficiency Savings (MW)
Incremental Energy Efficiency Savings (MW)
2017 Goal  2021 Goal
Applicable Years  Fiscal Years 2018 – 2027  Fiscal Years 2022 – 2031 PWP Program Savings  1.6  1.8
CS&R Savings  0.7  1.7
Total Annual Savings  2.3  3.5
Adopted Goal: Total Savings  2.3  1.8

Reduced electricity usage means that fixed costs need to be recovered from less sales, which may put upward pressure on rates. PWP experienced  a net 22% decline in actual retail  electricity sales since FY 2008 – a decrease attributed to energy efficiency, CS&R, distributed generation investments, and other factors, including weather and economic activity.

See Figure 18. Allocating fixed uti
lity costs – those that do not vary with the volume of sales, such as costs for wires or reliability components – is a question of rate design.

Figure 18: Impact of Energy Efficiency and Customer‐Owned Generation on Electric Sales

6.4. Demand Response

6.4.1. Current Demand Response Programs
PWP has one DR program currently active ‐ voluntary  load curtailment ‐ with  others under development. The current program includes large commercial customers who agree to reduce load by a pre‐determined amount upon request. PWP has already identified, tested, and secured more than 2.5 MW of on‐call load reduction from 20 of its largest electri city customers.
74 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
48 of 297

6.4.2. Future Demand Response Programs
PWP could explore the potential for additional DR programs. Future programs may be feasible when PWP upgrades to AMI in the next few years.

6.5. Green Power Program
The GPP is a voluntary rate structure that offers customers renewable or green electricity produced by technologies such as solar, wind, geothermal, small hydro, and biomass for a price. The GPP accounts for 5% of total load supplied to PWP customers.31

6.5.1. Residential Green Power Program32
As of 2023, under the Residential GPP, customers have the following three purchase options for green power:
 200 kWh block for $3.60 a month
 400 kWh block for $7.30 a month
 100% of electricity consumed is renewable for $0.018/kWh

PWP currently has 260 residential GPP accounts, which represent 0.4% of all PWP customers.

6.5.2. Commercial Green Power Program33
Commercial customers have the following two options when signing up for the GPP:
 1,000 kWh blocks (any number) for $18 each per month
 100% of electricity consumed as renewable at $0.018/kWh

PWP currently has 88 commercial GPP accounts, which represents 0.13% of all PWP customers.

6.6. Low‐Income Assistance Programs
PWP  offers  several  programs  to  help  customers  use  energy  more  efficiently  and  reduce  their  utility  bills,  particularly financially vulnerable households. The assistance programs listed in the following sections represent the majority of PWP’s available benefits.

31 https://pwp.cityofpasadena.net/greenpoweroption/
32 https://pwp.cityofpasadena.net/wp‐content/uploads/2017/08/Residential‐Green‐Power‐Option‐Fillable‐8.2020.pdf 33 https://pwp.cityofpasadena.net/wp‐content/uploads/2020/08/Green‐Power‐Commercial‐App‐Fillable‐8.2020.pdf 75 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
49 of 297

6.6.1. Income‐Qualified Programs

6.6.1.1. Monthly Bill Payment Assistance
Low‐income customers between the ages of 18 and 61 who qualify according to the table in Figure 19 can receive a $10 bill credit per month.34
Figure 19: Low‐Income (Electric Utility Assistance Program) Household Size  1  2  3  4  5  6  Each Additional Person EUAP income level  $41,700  $47,650  $53,600  $59,550  $64,940  $74,380  +$9,440

Low‐income seniors (ages 62 and over) or customers with a permanent disability who qualify according to Figure 20 are eligible to receive a $10 bill credit per month and a waiver of their monthly PBC charge.35

Figure 20: California Alternate Rates for Energy (Age or Disability Qualification) Household Size  1  2  3  4  5  6  Each Additional Person CARES income level  $41,700  $47,650  $53,600  $59,550  $64,940  $74,380  +$9,440

Low‐income seniors (ages 62 and over), and customers with a permanent disability at the income shown in Figure 21 are eligible to receive a $10 bill credit per month and a waiver of their monthly PBC and Utility Users Tax.36

Figure 21: California Alternate Rates for Energy Plus (Age or Disability Qualification) Household Size  1  2  3  4  5  6  Each Additional Person CARES plus income
level  $12,000  $16,000  $20,000  $24,000  $28,000  $32,000  +$4,000

Qualifying residential account holders may apply online at any time, or in person by appointment, and must provide proof of income for all persons living in the household.
37 6.6.1.2. Other Income‐Based Assistance Programs
The following are PWP’s other income‐based assistance programs:
 Payment Arrangements
 PWP offers payment arrangements for customers experiencing financial hardship. For more information, or to enroll, customers are invited to call PWP Customer Service at (626) 744‐4005.38

34 https://pwp.cityofpasadena.net/billassistance/
35 https://pwp.cityofpasadena.net/billassistance/
36 https://pwp.cityofpasadena.net/billassistance/
37 https://pwp.cityofpasadena.net/billassistance/
38 https://pwp.cityofpasadena.net/paymentarrangement/
76 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
50 of 297

 LIHEAP
 This is a federally‐funded program administered locally by the Maravilla Foundation. LIHEAP is designed to help  low‐income  households  with  a  one‐time  payment  to  help  pay  heating  and  cooling  bills.  This  long‐ standing  federal  program  has  helped  low‐income  families  nationwide  for  more  than  40  years.  More information is available on the Maravilla Foundation website (www.maravilla.org).39  LIHWAP
 This is also a federally‐funded program administered locally by the Maravilla Foundation. This is designed to help low‐income households with a one‐time payment for outstanding residential water or wastewater bills. The federal government established LIHWAP as part of legislation to ease the financial impacts of the COVID‐19
pandemic. LIHWAP expired in August 2023.

6.6.2. General Bill Assistance
PWP also offers non‐income‐based bill assistance.

Residential electric customers with qualifying electric‐powered medical equipment can receive a $10 bill credit per month under  the  Medical  Equipment  Assistance  program.  Qualifying  equipment  includes  aerosol  tents,  apnea  monitors, compressors or concentrators, electrostatic or ultrasonic nebulizers, electric nerve stimulators, hemodialysis machines, kidney dialysis machines, intermitte nt positive pressure breathing machines, iron lungs, pressure pads, pressure pumps, respirators or ventilators, suction machines, motorized wheelchairs, and electric beds.40 The Water Leak Assistance Program assists customers with certain property‐related water leaks that result in excessive water waste and high utility bills. The program provides a partial bill adjustment to qualifying customers, in order received, until the $50,000 annual funding cap is reached.41

7. Public Participation
A key theme in the development of PWP’s 2023 IRP is extensive outreach, coordination, and collaboration between PWP, stakeholder groups, and the Pasadena community. Public participation has been essential to PWP’s portfolio refinement efforts and proved especially valuable to the formulation of data assumptions and simulation model inputs for the IRP study.

The Pasadena City Council will utilize the IRP as
an information resource to help determine the best policy path forward.

With this goal in mind, PWP worked closely with the Pasadena City Manager, City Council, MSC, and EAC throughout the IRP  process to ensure that stakeholder and  community input were included.  PWP  provided periodic upd ates  to these governing bodies, which facilitated direct feedback from policymakers and the Pasadena community.

39 https://pwp.cityofpasadena.net/liheap/
40 https://pwp.cityofpasadena.net/medical/
41 https://pwp.cityofpasadena.net/water‐leak‐assistance‐program/ 77 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
51 of 297

While developing the 2023 IRP, PWP engaged a variety of stakeholders through a comprehensive outreach process to seek input from customers, communities, and policymakers. The outreach process included the following activities listed in Figure 22.

Figure 22: IRP Stakeholders Outreach
Meeting  Date  Topic
STAG #1  December 14, 2022  Introductions
STAG #2  January 18, 2023  Introduction of ACES and IRP Process STAG #3  February 15, 2023   Decarbonization Pathways
Community Meeting #1  February 22, 2023  Start of IRP Process and Where is PWP Now? STAG #4  March 1, 2023  Proposed Scenarios and Sensitivity Tests Municipal Services Committee  March 14, 2023  Informational Update Environmental Advisory
Commission  March 14, 2023  Informational Update
STAG #5  March 15, 2023  Assumption Data Discussion
STAG #6  April 12, 2023  Cost of New Resources
STAG #7  April 19, 2023  Final Scenarios and Sensitivity Tests Community Meeting #2  April 27, 2023  What  will  be  studied  in  the  2023  IRP  (Scenarios, Sensitivity Tests, and Study)
Municipal Services Committee  May 9, 2023  Informational Update Environmental Advisory
Commission  May 9, 2023  Informational Update
STAG #8  May 17,2023  Load Forecast
STAG #9  August 16, 2023  Results of 2023 IRP Scenarios Environmental Advisory
Commission  September 12, 2023  Informational Update
STAG #10  September 20, 2023  Wrap‐up
Virtual Community Meeting #3  September 21, 2023  Results of 2023 IRP and Steps Going Forward Municipal Services Committee  October 10, 2023  Recommend Approval and Adoption City Council  November 6, 2023  Approval and Adoption
Numerous Frequently Asked
Questions and Email
Communications
December 2022 –
October 2023

78 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
52 of 297

7.1. Stakeholder Technical Advisory Group
Public input and transparency are important aspects of the IRP development process. PWP worked closely with the City Manager and the MSC to assemble the STAG for the 2023 IRP with the goal of recruiting a diverse group of community representatives that could provide input on crucial aspects of the plan including energy su pply and power source mixes.

Following the March 4, 2022 website announcement, extensive public outreach was conducted by PWP and City leaders to recruit participation from ratepayers throughout Pasadena.

The 2023 STAG, which was established by the City Manager in November 2022, included 13 residents and four City officials representing  different  interests,  sectors,  and  districts.  The  STAG  inc luded  residential  customers,  small  and  large
businesses,  low  income/disadvantaged/senior  communities,  environmental  advocacy  groups,  and  educational institutions. Since the IRP is a long‐term plan that affects all Pasadena ratepayers, it was important to ensure that PWP’s entire customer base would be represented in the group. See Fi gure 233.

Figure 23: Comparison of the Composition of the 2018 STAG and the 2023 STAG

Using  input  from  the  2023  STAG,  PWP  developed  a  variety  of  IRP  data  assumptions  and  model  inputs,  including environmental assumptions, fuel prices, resource types, new resource costs, load forecast, scenarios, and sensitivity tests.

IRP modeling approaches were also discussed with the STAG.

7.2. STAG Meetings
The  10  STAG  meetings  that  were  held  from  December  2022  through  September  2023  were  instrumental  in  the  IRP development process and analysis. A general outline of discussion topics include:
 The IRP background, goals, and schedule
 PWP’s current generation portfolio, customer programs and internal resources  The electric industry business and regulatory environment and markets  The process for updating PW
P’s load forecast for the IRP
 The use of modeling in IRP analysis including scenario development and sensitivity analysis, and resource options and costs
0 1
2 3
4 5
Church/Low
Income/Senior
Residential Business City Educational
Institution
Environmental
Advocacy
STAG Members
Sector
2018 and 2023 STAG Composition Comparison
2018 2023
79 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
53 of 297

 Approaches and pathways to decarbonization of the electric portfolio

7.3. Community Meetings
PWP  hosted  three  virtual  community  meetings  for  residential  customers,  business  customers,  and  community organizations to introduce the 2023 IRP and collect feedback. The virtual meetings were promoted through a multi‐media marketing campaign, including website postings, social media, bill inserts, print and digital advertising, PWP electronic newsletters, press releases, and flyers. The meetings were held  on February 22, April 27, and September 21, 2023. In the first two meetings, PWP presented an overview of the IRP process and discussed the use of scenario analysis in resource planning. In the last meeting, PWP presented the preliminary analysis results and potential resource addition and program change recom
mendations.

7.4. Public Outreach
In April 2022, PWP updated its website to focus on the 2023 IRP process and added electronic links to all past IRPs. To gauge community interest, PWP utilized social media and community events requesting participation in the IRP process.42

7.5. Municipal Service Committee and Environmental Advisory Commission Meetings PWP staff provided updates to the MSC and EAC from November 2022 through November 2023, including status of work performed and next steps. Additionally, PWP received guidance from the MSC on desired direction of the 2023 IRP, as well as public comments. The sentiments and ideas expressed in these meetings helped shape the scop e and the analysis of the 2023 IRP.

8. Environmental Regulations and Priorities

8.1. PWP’s Environmental Priorities
PWP  is  committed  to  reducing  GHG  emissions  through  a  balanced  and  sustainable  combination  of  energy  sources, planning, and community outreach. In 2018, the City Council approved the Pasadena Climate Action Plan (CAP), which strives for a 52% reduction (compared to 1990 levels) in citywide GHG emissions associated with energy, transportation, water, and solid waste by 2035.43 By the end of 2021, PWP reduced energy‐related emissions by 50% (compared to 1990 levels) and anticipated reaching a 90% reduction by 2030.44 On January 30, 2023,  the City Council adopted Resolution 9977, which declares a climate emergency in Pasadena and sets a policy goal to source 100% of Pasadena’s electricity from carbon‐free sources by 2030.45

42 https://pwp.cityofpasadena.net/powerirp/
43 https://www.cityofpasadena.net/planning/planning‐division/community‐planning/climate‐action‐plan/ 44 https://pwp.cityofpasadena.net/pcl/
45 https://ww2.cityofpasadena.net/2023%20Agendas/Jan_30_23/Agenda.asp 80 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
54 of 297

8.2. Renewable Portfolio Standard and Zero‐Carbon Regulations More than one‐half of U.S. states have an RPS in place.46 California’s RPS was established in 2002 by SB 1078 (Sher) and sparked more than two decades of increasingly aggressive regulatory mandates that increased the required percentage of eligible renewable resources comprising an electric utility’s retail sales. Most recently, SB 100 (2018) sets the RPS to be 60%  by  2030.  The  CEC  oversees  the  RPS  program,  publishes  the  RPS  Eligibility  Guidebook,  and  ce rtifies  qualifying resources.

SB  100  also  stated  that  100%  should  be  met  with  renewable  and  zero‐carbon  resources  by  2045.  In  2022,  SB  1020 expanded the 100% by 2045 zero‐carbon goal of SB 100 by adding interim targets. A 2021 joint agency report titled 2021 SB 100
Joint Agency Report: Charting a Path to a 100% Clean Energy Future, issued by the CEC, CPUC, and CARB, identifies zero‐carbon  resources  as  energy  resources  that  qualify  as  renewable  according  to  the  most  recent  RPS  Eligibility Guidebook,  and/or  that  generate  zero‐GHG  on  site.47  The  report  acknowledges  that  even  though  certain  renewable resources (such as geothermal or landfill gas) may produce de minimis carbon emissions, the joint agency study treats them as zero‐carbon resources.48
Figure 244 illustrates key policies driving California’s environmental efforts.

Figure 24: Renewable Portfolio Standard: Key Legislative Actions in California Senate
Bill  Title  Author  Enacted  Percentage of Load That Must be Met by Renewables
1078  Renewable Energy California
Renewables Standard Program
Sher  2002  20% by eligible renewable resources by
2017
350  Clean Energy and Pollution Reduction
Act of 2015
De León  2015  50% by eligible renewable resources by
2030; 65% must be in long‐term contracts
100  California Renewables Portfolio
Standard Program: emissions of
greenhouse gasses
De León  2018  60% by eligible renewable resources by
2030; 100% by renewable and zero‐
carbon resources by 2045
1020  Clean Energy, Jobs, and Affordability
Act of 2022
Laird  2022  90% by renewable and zero‐carbon
resources by 2035; 95% by renewable and
zero‐carbon by 2040; 100% by renewable
and zero‐carbon by 2045

46 https://www.cpuc.ca.gov/industries‐and‐topics/electrical‐energy/electric‐power‐procurement/rps/rps‐program‐overview 47 https://www.energy.ca.gov/publications/2021/2021‐sb‐100‐joint‐agency‐report‐achieving‐100‐percent‐clean‐electricity 48 https://www.energy.ca.gov/publications/2021/2021‐sb‐100‐joint‐agency‐report‐achieving‐100‐percent‐clean‐electricity 81 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
55 of 297

PWP  has  set  more  aggressive  environmental  targets.  Resolution  9977  set  a  policy  goal  to  source  100%  of  Pasadena’s electricity from carbon‐free sources by 2030.49  Carbon‐free resources are not defined by California. Further discussion on how PWP referred to carbon‐free resources in the 2023 IRP is included in Section 15.9 of the IRP.

8.2.1. State Compliance
California has both RPS and zero‐carbon compliance requirements. The CEC identifies and investigates RPS violations and may refer suspected incidents to CARB for enforcement.

RPS compliance is monitored with RECs. RECs are tradeable instruments representing the environmental attributes of 1 MWh of energy. A REC represents only the environmental quality of the energy, not the energy. As a result, a REC can be sold
with electricity (bundled) or sold alone (unbundled).

8.2.1.1. Renewable Portfolio Standards Procurement Quantity Requirement RPS compliance is evaluated over the span of compliance periods, which are three‐year or four‐year evaluation periods.

Under SB 350, and later updated by SB 100, PWP must supply 44% of its retail sales with eligible renewable resources by the end of 2024, 52% by the end of 2027, and 60% by the end of 2030, with progressively incr easing targets in the interim years.

RPS compliance requirements are included in Figure 255 and are reflected in the IRP models.

Figure 25: Senate Bill 100 and Senate Bill 1020 Requirements50 Compliance Period (PUC
399.30)  Year  SB 100 RPS%  SB 1020 RPS + Zero‐
Carbon%
Compliance Period 4  2021  35.75
2022  38.50
2023  41.25
2024  44.00
Compliance Period 5  2025  46.00
2026  50.00
2027  52.00
Compliance Period 6  2028  54.67
2029  57.33
2030  60.00
Beyond Current Compliance
Periods
2035    90.00
2040    95.00
2045    100.00

49 https://ww2.cityofpasadena.net/2023%20Agendas/Jan_30_23/Agenda.asp 50 https://www.energy.ca.gov/publications/2022/renewables‐portfolio‐standard‐verification‐and‐compliance‐methodology‐report 82 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
56 of 297

8.2.1.2. Portfolio Balance Requirement
Pasadena must procure a balanced portfolio of eligible renewable energy resources that covers different classifications of REC products. These are referred to as PCCs. PCC descriptions are included in Figure 266.

Figure 26: Portfolio Content Categories
Type  Definition  Example (Generic)  PWP Portfolio  Share of Overall Requirement
PCC 0  Historical carryover (i.e.,
grandfathered) contracts
or ownership agreements
executed before
6/1/2010
A 2009 wind agreement
that is still delivering RECs
Chiquita Canyon Landfill,
PPM (also called Avangrid,
or High Winds Project, or
Iberdrola), and Milford
Wind

PCC 1  Bundled RECs;
the first point of
interconnection is in
California, or within a
California Electric
Balancing Authority Area
and transmitted directly
into California
A project located in
California, or in Washington
if delivered into California
without any substitute
energy
Puente Hills Landfill,
Windsor Reservoir Solar,
Antelope Solar, Kingbird
Solar, Columbia Two Solar,
Summer Solar, COSO
Geothermal
At least 75%
PCC 2  Firmed and shaped
outside California and
substituted with energy
scheduled within
California
A project in Washington
without transmission to
California; generation is
firmed and shaped with
substitute energy that is
scheduled into a California
Electric Balancing Authority
Area
Avangrid Powerex  No more than
25%
PCC 3   Unbundled (no
associated energy)
A renewable energy
certificate/ownership of
environmental attributes
from an RPS‐eligible facility
various short‐term
contracts
No more than
10%
Renewable electricity products acquired after June 1, 2010 are classified by their environmental quality (highest to lowest value).

While the 2023 IRP assumes that PWP will meet all future RPS requirements with California‐generated PCC 1 products, the actual PCC 1 supply may be limited, which would result in the need to secure other REC products. Moreover, variations in load and generation may also require procurement of PCC 2 and PCC 3 pro ducts to balance PWP’s compliance cost‐ effectively.
83 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
57 of 297

8.2.1.3. Long‐term procurement requirement
For  the  compliance  period  beginning  January  1,  2021,  and  for  each  compliance  period  thereafter,  at  least  65%  of  the electricity products applied toward RPS compliance must be from long‐term contracts (10 years or more in duration).

8.2.1.4. Renewable and zero‐carbon requirements
Beginning  in  2035,  PWP  must  supply  90%  of  its  electricity  from  eligible  renewable  or  zero‐carbon  resources.  In  2022, PWP’s portfolio consisted of approximately 28% renewable energy, as reported on its Power Content Label (PCL).51 Note that the PCL reflects a 2019 CEC calculation modification that excludes unbundled/PCC3 RECs. Under the RPS compliance methodology,  which  involves  different  disposition  requirements  and  continues  to  consider  PCC  3,  PWP’s  renewables portfolio increases to approximately 40%.

To help avoid significant environmental performance gaps and to support a smooth transition to zero‐carbon sources, PWP modeled an incr
easing percentage of load that must be met with renewable and zero‐carbon sources prior to the 2035 goal. These interim goals are shown in Figure 277. Values in black bold text indicate the requirements, while values in grey italics represent the modeled interim values.

Figure 27: RPS and Zero‐Carbon Modeled Requirements
Percent of Load
Year  RPS  Zero‐Carbon
2022  38.50  37.07
2023  41.25  41.14
2024  44.00  45.21
2025  46.00  49.29
2026  50.00  53.36
2027  52.00  57.43
2028  54.67  61.50
2029  57.33  65.57
2030  60.00  69.64
2031  60.00  73.71
2032  60.00  77.79
2033  60.00  81.86
2034  60.00  85.93
2035  60.00  90.0
2036  60.00  91.00
2037  60.00  92.00

51 https://ww5.cityofpasadena.net/water‐and‐power/pcl/

84 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
58 of 297

Percent of Load
Year  RPS  Zero‐Carbon
2038  60.00  93.00
2039  60.00  94.00
2040  60.00  95.0
2041  60.00  96.00
2042  60.00  97.00
2043  60.00  98.00
2044  60.00  99.00
2045  60.00  100.0

8.3. Cap‐and‐Trade Regulation
California’s Cap‐and‐Trade program, which CARB administers, was established in 2006 under AB 32 and phased in from 2013 through 2015.52 Amended seven times since adoption, the program’s current objective is to reduce statewide carbon emissions by 40% below 1990 levels by 2030, as SB 32 (2016) requires. Covering more than 80% of the state’s GHG and over  450  different  entities,  the  program  establishes  an  annual  cap  of  allowable  emissions  which  declines  over  time.

Covered entities include electric generators, large industrial facilities, transportation providers, and distributors of natural gas or other fuels. Entiti
es that annually produce at least one metric ton (1,000 kilograms, or 2,200 pounds) of carbon dioxide  equivalent  emissions  must  acquire  an  allowance,  or  a  permit  to  emit.  The  Cap‐and‐Trade  program  measures compliance  over  distinct  time  intervals,  or  compliance  periods.  Each  year,  an  entity  must   surrender  allowances  that represent 30% of its prior year emissions, with the full remainder due at the end of the compliance period.53 CARB allots a certain number of free, tradeable allowances to specific entities, including electric distribution utilities such as PWP.

Other entities can purchase allowances or offsets in auctions that CARB periodically conducts. These auctions are designed to  establish  stable  prices  for  allowances  over  time  and  to  help  incentivize  general  investment  and  movement  toward lower
‐polluting sources.

In  practice,  awareness  of  the  current  allowance  price,  as  determined  by  trading  and  auctions,  factors  into  an  entity’s decision about how to price its generation output. This is how carbon is priced into the electricity sector in California.

Future cost estimates for allowances are publicly available on the CPUC’s website.54 However, for the purposes of the IRP, the Cap‐and‐Trade program functions as it sounds – as a cap. Each year, PWP may emit from IPP, Glenarm, and Magnolia the amount of carbon corresponding to its current allowances, as prescribed by

52 https://ww2.arb.ca.gov/resources/documents/faq‐cap‐and‐trade‐program 53 Chapter 1: How Does The Cap‐And‐Trade Program Work?” at https://ww2.arb.ca.gov/our‐work/programs/cap‐and‐trade‐ program/about
54 https://files.cpuc.ca.gov/energy/modeling/EmissionForecast.csv at https://www.cpuc.ca.gov/industries‐and‐topics/electrical‐ energy/electric‐power‐procurement/long‐term‐procurement‐planning/2022‐irp‐cycle‐events‐and‐materials/unified‐ra‐and‐irp‐ modeling‐datasets‐2022
85 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
59 of 297

regulation, without penalty or additional cost.55 While the Cap‐and‐Trade program is currently slated to expire in 2030, this IRP assumes that PWP would continue to adhere to the principle of the program. The 2023 IRP therefore ramps down allowed emissions to zero by the mid‐2040s. PWP elected to use this modeling method because it limits PWP’s emissio ns during simulated operations.

8.4. Other Environmental Points of Note

8.4.1. Power Source Disclosure Program
PWP reports its PCL every year as required. The PCL is a detailed summary of its power mix and carbon emissions intensity.

PCLs are similar in concept and appearance to food nutrition labels, as they provide product health data to the consumer.

The PCL is a requirement of the CEC‐administered Power Source Disclosure pr ogram, which provides easy‐to‐understand information to consumers about local power sources.56 Utilities are required to report PCLs annually to the CEC and to make these reports available to customers. PWP’s PCL is posted on both the CEC’s and PWP’s websites.

PWP’s  2022  power  mix  included  27.73%  renewable  energy:  specifically,  5.7%  total  solar,  13.7%  total  wind,  and  8.3% biomass/biowaste. The balance was comprised of 24.3% coal, 4.2% large hydr oelectric, 13.1% natural gas, 8.4% nuclear, and 22.3% unspecified power.57 Also, as previously noted, unbundled/PCC 3 RECs are not included in the PCL calculation, which,  along  with  different  disposition  rules,  results  in  a  variance  from  the  RPS  Compliance  report,  which  shows  40% renewables for the same year. PWP’s power mix is impacted by the carbon intensity attributed with the IPP coal contract, which will expire in 2027. After
that time, the IPP contract will be fully terminated, eliminating its carbon emitting GHG contribution from the PWP portfolio.

8.4.2. The Cost Impacts of 100% by 2045
Under SB 100, the CEC, CPUC, and CARB were required to issue a joint report by January 2, 2021, and every four years thereafter,  to  provide  policy  implementation  information.58 The  initial  report,  which  analyzed  the  required  statewide resources and their costs, found that the 100% by 2045 zero‐carbon goal would increase system costs by 6% as compared to earlier RPS goals.59 Furthermore, to reach the target, California must triple its power capacity.60 Specifically, solar and wind would need to be installed at three times the 2021 pace and batteries at eight times the 2021 pace.

55 https://ww2.arb.ca.gov/sites/default/files/2021‐02/ct_reg_unofficial.pdf at  https://ww2.arb.ca.gov/our‐work/programs/cap‐and‐ trade‐program/allowance‐allocation/edu‐ngs
56 https://www.energy.ca.gov/programs‐and‐topics/programs/power‐source‐disclosure 57 https://ww5.cityofpasadena.net/water‐and‐power/pcl/
58 https://www.energy.ca.gov/publications/2021/2021‐sb‐100‐joint‐agency‐report‐achieving‐100‐percent‐clean‐electricity 59 https://www.energy.ca.gov/sb100
60 https://www.energy.ca.gov/publications/2021/2021‐sb‐100‐joint‐agency‐report‐achieving‐100‐percent‐clean‐electricity 86 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
60 of 297

8.4.3. Social Cost of Carbon
For environmental policies that might increase or decrease carbon, government agencies and policymakers may consider the Social Cost of Carbon (SCC). The SCC is an estimated monetary value of the overall downstream impact of emitting an additional metric ton of carbon dioxide. The U.S. EPA established the most recent SCC values in September 2022. 61 Pasadena considered the SCC in its 2018 IRP and 2021 IRP Update. During simulations, this effectively prevented some generation that would otherwise have been economical. For the 2023 IRP, PWP studied and allocated a scenario specific to model impacts.

It is important to note that carbon is already priced in the electricity generati on sector via the Cap‐and‐Trade and RPS programs.  If  the  SCC  were  applied  as  an  extra  charge  to  IPP,  Magnolia,  or  Glenarm,  the  following  could  occur  in  the simulation:
 Economical fossil fuel generation would be deployed less because it is now more expensive  More renewable resources or other resour ces would be selected

Although the CEC guidelines do not require any use of the SCC, PWP’s 2023 IRP modeling includes it in a scenario.

9. Resource Adequacy
RA is a regulatory construct that helps quantify resources’ ability to meet energy needs at all times.

PWP  is  subject  to  regulatory  requirements  related  to  RA.  PWP  must,  at  a  minimum,  meet  the  planning  reserve requirement and reliability criteria assigned to it by the WECC Board of Trustees. Since PWP is a municipal utility, with ultima
te  governing  authority  held  by  its  City  Council,  PWP  is  its  own  LRA.  An  LRA  has  authority  to  dictate  some  RA requirements that must be met by its jurisdictional LSEs. PWP is an LSE because it provides electricity to end users and is regulated accordingly. In short, PWP is both an LRA and an LSE.

Because  it  participates  in  the  CAISO  market,  PWP  has  obligations  regarding  th e  following  three  types  of  resource
adequacy:
 System
 Ability to meet load, plus an added PRM to cover forecast uncertainty and/or outages  Local
 Ability to meet regional load and preven t system overload. CAISO identifies local areas of concern  Flexible or Flex
 Ramping capabilities to meet load, especially during the evening hours

61 https://www.epa.gov/environmental‐economics/scghg
87 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
61 of 297

 Since California is now operating a grid with higher levels of renewable resource generation, CAISO finds that  flexible  resources  that  can  ramp  up  or  down  on  short  notice  to  meet  fluctuation  in  load  and intermittent energy help support reliability

Additional details on how PWP plans to meet System, Local, and Flexible RA capaci ty requirements during the 2023 IRP study period are described in the following sections.

9.1. System Resource Adequacy and Reserve Margin
PWP has deferred to a PRM of 15% following the CAISO tariff. The PRM is required monthly using a 1‐in‐2 peak demand forecast,  which  assumes  a  50%  probability  that  forecasted  peak  will  be  either  greater  or  less  than  actual  peak. 62 Accordingly, PWP’s system RA obligation is equal to its monthly peak load plus the 15% PRM. PWP needs to meet this with a combination of PWP’s owned and contracted resources.

Due to increases in renewable resources and the intermittent nature of renewables, reserve margins in markets across the U.S. are increasing. For example, in 2023, MISO  released information showing higher seasonal reserve margins, and SPP moved from a reserve margin of 12% to 15%.63 For 2022, CAISO recommended that the CPUC adopt a 17.5% PRM for its jurisdictional entities. The CPUC adopted a 16% PRM for 2023 and a 17% PRM for 2024, and requested jurisdictional LSEs procure additional resources to meet an effective PRM of 20% to 22.5% for summer 2022 and 2023.64 CAISO has not yet proposed an increase to the 15% tariff default, but it is presumed to increase in the near future. 65 For the 2023 IRP, PWP  elected  to  model  a  15%  reserve  margin  through  2025,  increasing  to  17.5%  for  the  remainder  of  the  study.  PWP believes this reflects market trends.

The installed capacity of a generating resource is not indicative of its ability to support system reliability. For example, a solar resource may be hindered on a cloudy day,  or a natural gas plant may experience reduced output due to constraints on natural gas pipelines during cold days. As a result, a resource’s reliability contribution is often not equivalent to its installed capacity. RA accreditation for resources is a function of technology type and the ability of the resource to deliv er its full capacity onto the grid given fuel, transmission, and other constraints. PWP uses the CAISO net default qualifying capacity for its resources. For the 2023 IRP, PWP assumes that the ELCC of solar specifically, which varies based on month, will decline over time.

In the IRP modeling, PWP assumed monthly accreditation patterns for its resources. This information is based on CAISO data and some of the underlying CPUC data.66

62 https://www.caiso.com/Documents/Resource‐Adequacy‐Fact‐Sheet.pdf 63 https://cdn.misoenergy.org/20220906%20LOLEWG%20Item%2003%20PY%202023‐ 24%20Preliminary%20LOLE%20Study%20Results626211.pdf; https://www.spp.org/spp‐documents‐filings/?id=21069 64 https://docs.cpuc.ca.gov/PublishedDocs/Published/G000/M488/K540/488540633.PDF; https://docs.cpuc.ca.gov/PublishedDocs/Published/G000/M428/K821/428821475.PDF 65 https://docs.cpuc.ca.gov/PublishedDocs/Efile/G000/M371/K105/371105687.PDF 66 https://docs.cpuc.ca.gov/PublishedDocs/Efile/G000/M452/K750/452750851.PDF; https://docs.cpuc.ca.gov/PublishedDocs/Published/G000/M488/K540/488540633.PDF; 88 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
62 of 297

Figure 288 shows the annual capacity accreditations for solar in CAISO for select years. In the instance of solar, the more resources online, the later in the day the net peak (actual demand minus renewable resources) occurs. As a result, the hour of operational concern shifts to later in the day when solar is less available.

Figure 28: Solar Resource Adequacy Accreditation
Percent of Installed Capacity Eligible for System/Local RA Year  Solar
2025  12.0
2030  9.8
2035  8.7
2040  8.0
2045  7.5

9.2. Local Resource Adequacy Capacity
California’s  grid  contains  10  LCAs.  These  are  areas  with  transmission  constraints  that  limit  power  imports,  so  local generation is required for system reliability. Every year, CAISO performs a Local Capacity Technical Study that evaluates local resource needs for a 1‐in‐10 peak forecast scenario.67 It then delegates LCRs to entities within the constrained areas.

Based on CAISO tariff Section 40.3.2, PWP’s obligation is its proportionate share of SCE’s transmission area load at the time of the CAISO’s annual coincident peak demand.68
The local capacity of each resource is calculated using the same methods as system capacity. All local capacity is system capacity, but not all system capacity is local capacity.

PWP needs these resources to be located in the SCE TAC area. According to Section 40.3.2 of the CAISO tariff: "An LSE or CPE may meet it
s MW responsibility, as assigned under this Section, by procuring Local Capacity Area Resources in any Local Capacity Area in the TAC Area." The SCE transmission access charge area includes two sub‐areas: L.A. Basin and Big Creek/Ventura. PWP meets its local RA requirement with Glenarm, Pue nte Hills, Chiquita Canyon, Antelope Solar, Kingbird Solar, and Summer Solar resources.

PWP’s load is in the L.A. Basin sub‐area of the SCE TAC area. Glenarm and Puente Hills are in the L.A. Basin sub‐area.

Chiquita Canyon, Antelope Solar, Kingbird Solar, and Summer Solar are in the Big Creek/Ventura  sub‐area. There may be regulatory risk if the location of load and resources in sub‐areas diverge, should CAISO decide to pursue a more granular approach to local RA in the future.

https://www.caiso.com/planning/Pages/ReliabilityRequirements/Default.aspx; https://docs.cpuc.ca.gov/PublishedDocs/Published/G000/M496/K666/496666765.PDF 67 Calculation includes the impact of storage charging. 68 https://www.caiso.com/Documents/Final2023LocalCapacityTechnicalReport.pdf 89 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
63 of 297

Glenarm  (with  nameplate  capacity  of  196  MW)  that  can  provide  quick  ramping  support  fulfills  the  need  for  local  and flexible  RA  requirements.  Additionally,  it  is  anticipated  that  local  requirements  will  likely  increase  over  time.  Local  RA capacity is currently a scarce product in the market with high prices and less liquidity than System RA capacity.  This trend is anticipated to continue as fossil fuel resources in California are decommissioned or reach the end of their natural lives.

9.3. Flexible Resource Adequacy Capacity
The Flexible RA capacity requirement is based on the largest three‐hour net load ramp in a month and was implemented in 2015 to address the increased need for grid flexibility given greater renewable resource penetration. CAISO uses load and  renewable  resource  data  to  determine  the  overall  Flex  RA  capacity  needed  for  each  month,  then  allocates requirem
ents based on each LRA’s contribution to the load ramp under Section 40.10.2.69 PWP must have sufficient Flex RA from owned and contracted resources to cover its obligations.

CAISO tariff Section 40.10.3 details the following three types of Flexible Capacity: 70  Category 1 (Base Flexibility)
 Available seven days per week, all days per month
 Must be capable of bidding into the day‐ahead and real‐time markets from 5:00 a.m. to 10:00 p.m. Pacific Prevailing Time
 Must be capable of providing energy for a minimum of six hours at capacity  Must be able to provide the mini
mum of two start‐ups per day for every day of the month or 60 starts per month, or the number of start‐ups allowed by its operational limits, including minimum up and minimum down times
 No monthly or annual limitations on numb er of starts or energy limits that translate to less than the daily requirements
 Category 2 (Peak Flexibility)
 Available seven days per week, all days per month
 Must  be  capable  of  bidding  into  the  day‐ahead  and  real‐time  markets  for  a  five‐hour  block  that  is determined se
asonally
 Must be capable of providing energy for a minimum of three hours at capacity  Must be capable of at least one start‐up per day
 No monthly or annual limitations on number of starts or energy limits that translate to less than the daily requirements
 Base ramping counts for
peak ramping
 Category 3 (Super‐Peak Flexibility)
 Available all non‐holiday weekdays per month

69 http://www.caiso.com/InitiativeDocuments/Final2023FlexibleCapacityNeedsAssessment.pdf 70 https://bpmcm.caiso.com/Pages/BPMDetails.aspx?BPM=Reliability%20Requirements 90 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
64 of 297

 Must  be  capable  of  bidding  into  the  day‐ahead  and  real‐time  markets  for  a  five‐hour  block  that  is determined seasonally
 Must be capable of providing energy for a minimum of three hours at a capacity  Must be capable of at least one start‐up per day
 Must be capable of responding  to at le
ast five dispatches per month during  the five‐hour  period of the must‐offer obligation
 Base ramping and peak ramping counts for super peak ramping

Flexible RA capacity is distinct from System RA and Local RA capacity. It has its own accreditation method s. Generally, Flexible RA capacity is bundled with System RA (or Local RA) capacity at a slight premium. It is not generally traded as a stand‐alone product since the CPUC requires all Flexible RA to be bundled with System RA for CPUC‐jurisdictional entities, and most of the load is served by CPUC‐jurisdictional entities. Given that CAISO allows Flexib le RA and System RA to be scheduled separately, it is possible that these products could trade separately for non‐jurisdictional entities, although that is not currently the common practice.

Glenarm with its unique capabilities such as quick start, ramping ability, minimum run time, and other eco nomics, is highly desirable  in  supporting  forecast  dependent  resources  such  as  wind  and  solar  and  their  inherent  variability.  Glenarm currently provides all of PWP’s Flexible RA capacity requirements.

9.4. Slice of Day Proposal
The  Slice  of  Day  proposal  was  adopted  by  CPUC  in  the  2022  RA  proceeding  and  is  currently  applicable  only  to  CPUC‐ jurisdictional LSEs.71 Under the Slice of Day construct, an LSE must show that it has sufficient capacity and reserve margin in each hour of the “worst day” of every month. This includes having sufficient energy available to charge energy storage resources. The test year for this construct is 2024, and 2025 will be binding with associated penalties for  deficiencies. As of February 2023, the CPUC and stakeholders were still developing the mechanics. While PWP is not directly affected, there may be some aspects that CAISO adopts, though there are no current discussions. The Slice of Day construct may ultimately affect RA trading in the future.

9.4.1. Reliability Must‐Run Resources
Some  generation  is  crucial  in  maintaining  system  reliability  and  may  not  be  allowed  to  retire  without  a  detailed  and stringent backup plan. These units are designated as RMR resources. According to CAISO, RMRs are:
"Generation  that  the  CAISO  determines  is  required  to  be  on‐line  to  meet  Applicable  Reliability  Criteria requirements. This includes i) Gene ration constrained on‐line to meet NERC and WECC reliability criteria for interconnected systems operation; ii) Generation needed to meet Load demand in constrained areas; and iii) Generation needed to be operated to provide voltage or security support of the CAISO or a local area."

71 https://docs.cpuc.ca.gov/PublishedDocs/Published/G000/M488/K540/488540633.PDF 91 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
65 of 297

RMRs are covered in Section 41 of the CAISO tariff.72
The Glenarm resource is on the PWP load side of a 280 MW interconnection into CAISO via the Goodrich intertie line.

Operations  are  critical  as  PWP  is  a  transmission‐constrained  electric  system.  Given  Glenarm’s strategic  importance  in preventing load shed, any decisions regarding its operations would be subject to CAISO analysis, which is based in part on NERC reliabili
ty standards.

The following are the circumstances that cause Glenarm to come online:
 Glenarm helps serve load above the Goodrich intertie limit  Glenarm is economic enough to provide reliability benefits to the grid  Goodrich is unavailable due to unexpected failure or needs routine maintenance  Glenarm alleviates constraints on the d
istribution system
 One or both 220kV transmission lines from SCE experience unexpected failure or need routine maintenance  Glenarm provides additional reliability benefits, such as Reactive Power (VAR) support to maintain CAISO‐ required voltage bandwidth
 Glenarm supports renewable resources and can compensate for  their output variability attributed to the uncertainty of wind speeds and solar illumination. The CAISO makes Glenarm unit commitment decisions in these cases where required

PWP is part of CAISO, thus Glenarm is part of CAISO. If Glenarm is online, it is not in complete control of its operations, as it must follow instructions from CAISO. CAISO is similar to a financial clearinghouse; it identifies the most cost‐effective sources of power and dispatches them based on physical constraints. Optimizing multiple resources over a wider territory can produce savings for the larger system. CAISO may find that Glenarm is one of the more cost‐effective sources of power and call on it to provide energy. Given the lower dispatch of the Glenarm units, it is unlikely that Glenarm will be called on frequently because of economics. It is more likely that CAISO instructs Glenarm to come online to help with grid reliability.

Glenarm help
s provide reliability benefits to the grid, as included in its RA characteristics. Under CAISO rules, resources that qualify for RA have to offer in CAISO’s day‐ahead markets. This is referred to as a must‐offer obligation. There are limits to what price a resource can offer in CAISO. These rules exist to prevent market manip ulation or an abuse of market power. Given that Glenarm is an RA resource, it has to offer into the CAISO markets at a reasonable rate, as determined by the CAISO tariff.

72 https://www.caiso.com/Documents/Section41‐Procurement‐of‐ReliabilityMust‐RunResources‐asof‐Aug15‐2022.pdf 92 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
66 of 297

10. Model Assumptions

10.1. Planning Horizon (POUs)
In  accordance  with  CEC  guidelines,  the  planning  horizon  of  an  IRP  must  begin  no  later  than  January  1  of  the  year  of adoption by a POU’s governing board.73 The 2023 IRP will be presented to the Pasadena City Council for approval in late 2023 and will therefore be considered in effect on January 1 of that year. While current regulations require the planning horizon to run through 2030, the CEC 2022 draft IRP guidelines extend this timeline to 2045, suggesting an atte mpt to align with evolving clean energy laws and regulations, including the following:
 AB  1279,  which  expands  on  SB  32’s statewide  40%  by  2030  GHG  emissions  reduction  requirement  to  achieve carbon neutrality no later than 2045 and reduce anthropogenic GHG by 85% compared to 1990 levels.  SB 1020, which accelerates SB 100’s 10 0% renewable and zero‐carbon resources by 2045 requirement for faster adoption by adding interim targets that go beyond 2030.

Also, since resources in the modeled portfolios will likely continue to be operational beyond 2045, the 2023 IRP uses a 27‐ year planning horizon that starts in 2023 and ends in 2050 (Study Period). While not required by the CEC, it is expected that the longer Study Period will be use
ful for evaluating capacity and resource performance.

10.2. Model
PWP’s IRP leverages Anchor Power’s EnCompass software, a premier capacity expansion and production cost modeling software  developed  and  maintained  by  Anchor  Power  Solutions. 74  EnCompass  is  a  state‐of‐the‐art  power  planning simulation software designed for modeling evolving power markets, decarbonization, and sustainability. Encompass was created  with  enhanced  capabilities  to  evaluate  new  technologies,  assess  renewable  resources  and  storage,  model reductions in GHG emissions, and optimize decarbonization strategies, and is the industry‐model of choice for a variety of entities, including muni
cipal utilities, investor‐owned utilities, electric cooperatives, and consultants. It has been the basis for regulatory filings in 17 states.

EnCompass provides capacity expansion, nodal and zonal hourly chronological production cost modeling, risk analysis, scenario analysis, and financial revenue requirement modeling. Figure 29 provides a summary of the mode l options. The 2023 PWP IRP was modeled using the zonal construct.

73 https://www.energy.ca.gov/rules‐and‐regulations/energy‐suppliers‐reporting/clean‐energy‐and‐pollution‐reduction‐act‐sb‐350‐0 74 https://anchor‐power.com/encompass‐power‐planning‐software/ 93 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
67 of 297

Figure 29: EnCompass Power Planning Software

EnCompass minimizes total costs and maximizes total revenue of electricity systems, subject to constraints. The model selects and operates the least‐cost, best‐fit resource mixes given assumptions. In the IRP modeling results, dollars are nominal, unless otherwise noted. The model uses a nominal discount rate of 5% and an annual inflation rate of 2.5%, with results reflected in cale
ndar years. The three critical model constraints used for PWP’s IRP are shown in Figure 3030.

94 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
68 of 297

Figure 30: PWP Integrated Resource Plan Critical Model Constraints PWP IRP Critical Model Constraints
Energy  Resource Adequacy  Environmental Priorities
PWP is a transmission‐constrained
system with limited ability to import
energy from outside its service
territory. The model considered
transmission import constraints
when selecting new resources and
their preferred locations.

Resource selection is optimized to
meet RA requirements. RA is monthly
peak load plus a PRM. The PRM is
modeled at 15% and increases to

17.5% in 2025.

A resource's ability to meet the RA
requirements is dependent on
resource type. More information is
included in Figure 4041.

California RPS regulations require 60%
of retail sales to be met with
renewable resources by 2023,
increasing to 100% renewable and
zero‐carbon resources by 2045. Carbon
emissions must also decline over time
in accordance with the Cap‐and‐Trade
Regulation.

Pasadena City Council Resolution 9977
declares a climate emergency and sets
a policy goal to source 100% of
Pasadena’s electricity from carbon‐free
resources by the end of 2030 while
optimizing for affordability, rate
equity, stability, and reliability.

10.3. Model Topology
PWP’s system was modeled according to the topology shown in Figure 311. This setup mimics the system on a transmission level.

Figure 31: Model Topology

PWP serves load within its service territory with internal resources (Glenarm or distributed resources) and by importing energy from CAISO at Goodrich.

PWP is a transmission‐constrained electric system. Currently, Goodrich can import up to 280 MW under normal operating system conditions. This is expected to increase to 336 MW in July 2032 with the completion of system up grades described 95 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
69 of 297

in Transmission and Distribution. PWP has also executed contracts for resources located outside its service territory. The energy  from  these  external  resources  moves  through  the  CAISO  controlled  system  and  is  delivered  to  the  Goodrich substation.

10.4. Power and Fuel Prices
The external area is CAISO. CAISO operates financial markets for electricity and helps ensure reliable power delivery by monitoring and controlling the operation of power plants and transmission lines. 75 CAISO, which PWP joined in 2004, also helps plan with rigorous studies and requirements.

The IRP model uses forecasted power and natural gas prices for the CAISO area surrounding PWP. This accounts for trends in  the  larger  California  area.  Price  trends  are  based  on  forecasted  resource  mixes  and  include  financial  and  emission factors.

The power prices for SP15 (the
CAISO zone for which PWP prefers to price contracts) and the natural gas prices for the Southern California City Gate location come from the Horizons Energy, LLC (Horizons Energy) Fall 2022 Advisory.76 Horizons  Energy  generates  fundamental  forecasts  for  78  North  American  electricity  markets  across  nine  scenarios  for energy, fuel, capacity, renewable energy, emissions pricing, and ancillary services.77 It uses the EnCompass database to create price curves. ACES also uses Horizons Energy data to assist in the management and evaluation of more than 50,000 MW of load and generation for its clients.

For 2023 through 2027, the 2023 IRP uses power and natural gas prices based on market quotes with a trade date of December 30, 2022. This is the lates
t trade date that allows for full‐year 2023 data. Beginning 2028, ACES blended the prices into Horizons Energy price forecast curves at 10% per year, such that prices reflect 100% Horizons Energy data in 2037. This blending process ensures price forecasts in the early years that are as close to actual and execu table pricing as possible, with later years mimicking the long‐term fundamental price forecast. Power and natural gas pricing are included in Figure 322 and Figure 333, respectively.78 Prices are normally subject to confidentiality agreements, but Horizons Energy graciously allowed for release.

75 https://www.caiso.com/Pages/default.aspx
76 https://www.horizons‐energy.com/
77 https://www.horizons‐energy.com/advisory‐services/advisory‐service/ 78 The opinions expressed in this report are based on Horizons Energy’s judgment and analysis of key factors expected to affect the outcomes of electric power markets. However, the actual operation and results of power markets may differ from those projected herein. Horizons Energy makes no warranty or guarantee regarding the accuracy of any proj ections, estimates, or analyses, or that such work products will be accepted by any legal, financial, or regulatory body. 96 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
70 of 297

Figure 32: SP15 7x24 Power Prices

Source: Horizons Energy Fall 2022 Advisory

Figure 33: Fuel Prices

Source for Natural Gas: Horizons Energy Fall 2022 Advisory

Figure 344 includes additional estimates of fuel pricing for green hydrogen and biofuel, which were created from publicly available sources.

$0
$20
$40
$60
$80
$100
$120Nominal $/MWh
SP15 7x24 Power Prices
$0
$10
$20
$30
$40
$50
$60
Nominal $/MMBtu
Fuel Prices
Natural Gas Green Hydrogen Biofuel
97 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
71 of 297

Figure 34: Fuel Pricing Assumed in PWP’s 2023 Integrated Resource Plan Fuel Pricing Assumed in PWP’s 2023 IRP
Timeframe  Power   Natural Gas  Biogas  Green Hydrogen
Starting Point  2023 through 2027
based on market
quotes with a trade
date of December 30,
2022*
2023 through 2027
based on market
quotes with a trade
date of December 30,
2022*
Assume an initial
price of
$25/MMBtu79
Start at $5.80/kg80

Convert from gallons
to MMBtu81
Intermediate Years  Horizons Energy
forecast blended at
an additional 10%
per year
Horizons Energy
forecast blended at
an additional 10%
per year
Price declines linearly
through 2040
Price declines linearly
through 2050
Ending Point  100% Horizons
Energy forecast in
2037 and beyond
100% Horizons
Energy forecast in
2037 and beyond
Assume $24/MMBtu
(in real 2019 $) in
2040; maintain a
linear decline
afterwards82
Assume a final price
of $1.15/kg (in real
2019 $) in 205083
*Last trade date that allows for full 2023 data

Biofuel and hydrogen may benefit from tax credits under the IRA. Because of the forecast dependency on public source data  pre‐IRA,  such  benefits  are  not  directly  included.  PWP  will  evaluate  the  market,  public  and  private  sources  of information, to investigate these fuels if needed. The IRA is discussed in 11.2.4 of the IRP.

10.4.1. More About Horizons Energy, LLC’s Forecasting Method Horizons  Energy  uses  a  fundamentals‐based  methodology  to  forecast  energy,  capacity,  environmental  and  ancillary service prices for 78 North America market areas. Based on Anchor Power’s EnCompass power planning model, Horizons Energy simulates the operation of each region of North America. EnCompass is recognized in the industry for its flexibility and  breadth  of  technical  capabili ty,  incorporating  extensive  details  in  generating  unit  operating  characteristics  and constraints,  transmission  constraints,  generation  analysis,  unit  commitment/operating  conditions,  and  market  system operations. This fundamental approach utilizes the operating characteristics of more than 16,000 generating assets, fuel prices, hourly demand, transmission transfer capabilities, market rules of ISOs and other factors.

79 https://gasfoundation.org/2019/12/18/renewable‐sources‐of‐natural‐gas/ 80 https://www.utilitydive.com/news/green‐hydrogen‐prices‐global‐report/627776/ 81 https://www.altenergymag.com/story/2020/03/%E2%80%98hydrogen‐economy‐offers‐promising‐path‐to‐ decarbonization/32929/
82 https://gasfoundation.org/2019/12/18/renewable‐sources‐of‐natural‐gas/ 83 https://data.bloomberglp.com/professional/sites/24/BNEF‐Hydrogen‐Economy‐Outlook‐Key‐Messages‐30‐Mar‐2020.pdf 98 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
72 of 297

The EnCompass power  planning  model utilizes this  database of market information  and simulates both annual  capital decisions as well as the operational commitment and dispatch of resources. The model simultaneously determines energy, capacity, environmental and ancillary service prices with hourly resolution and across scenarios. Horizons Energy forecasts market prices throughout North America through  the 2050 forecast horizon.

Horizons Energy utilizes a variety of sources like Natural Gas Intelligence (NGI) to obtain forwards and historical costs, the U.S. Energy Information Administration (EIA) Annual Energy Outlook, and other published sources. In the base scenario, Horizons Energy assumes future market prices from NGI for 10 years, then applies a trend thereafter bas ed on internal research and other published sources.

Horizons Energy developed the wind and solar profiles from NREL data. The wind is based on the class of wind and turbine height, whereas solar is based on radiance, fixed or tilt axis, and number of axes.

10.5. Transmission and Congestion
When  PWP  contracts  for  new  resources,  costs  associated  with  congestion  and  transmission  access  are  generally  not included in the contract price.

Electric grids are similar to road systems – there are busy roads and costs associated with that congestion. PWP must pay to transport power from where it is generated to where it is needed . Congestion costs are not included in the IRP modeling.

However, congestion could be a significant cost in the future, and should be considered when PWP is evaluating contracts.

The TAC is a fee that CAISO charges participants for use of the transmission system. These are general infrastructure usage fees. TAC is separate and dist
inct from congestion costs. The IRP assumes that the TAC, which applies to external resources and is estimated by CAISO, escalate by 2.1% (the average annual growth rate) after 2036 when the CAISO forecast ends.84 Figure 355 shows a forecast of TAC fees.

84 http://www.caiso.com/Pages/DocumentsByGroup.aspx?GroupID=7A2CFF1E‐E340‐4D46‐8F39‐33398E100AE7 99 DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
73 of 297

Figure 35: Transmission Access Charge Forecast

Electric grids are complex, interconnected systems. Power is injected and consumed across the grid, and transmission lines transport electricity from where it is produced to where it is needed. Additionally, electricity must be produced (or released  from  storage)  the  moment  it  is  needed.  There  are  physical  (and  many  other)  constraints  that  underline  this system,  making
long‐term  planning  a  multifaceted  optimization  that  considers  various  factors,  such  as  location,  cost, resource type, timing, and environmental impact. Transmission considerations, in terms of availability and cost, are made at the implementation stage, when the relative merits and challenges of specific candidate projects are assessed.

10.6. Load vs. Resources
The  following  two  sections  outline  PWP’s  resources  and  load.  Existing  Resources  provides  details  on  PWP’s  existing resource fleet, while New Resources provides information on new resource options.

Overall,  resources  are  located  internally  (connected  electrically  anywhere  within  PWP’s  power  system)  or  externally (located outside PWP’s service territory (i.e., “the grid.”)). Figure 366 lists the internal and exte rnal resources used in the model, as well as the distributed resources included in the load forecast. Additional details regarding electric load and what is included is shown in the Load Forecast of the IRP. Figure 377 classifies resource size.

$0
$5
$10
$15
$20
$25
$30
$35
Nominal $/MWh
TAC Forecast
100
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
74 of 297

Figure 36: Resources by Location
External Resource Options    Internal Resource Options    Included in Load Forecast  Onshore wind
 Onshore wind paired with 4‐
hour batteries
 Offshore wind
 Utility‐scale solar
 Utility‐scale solar paired with 4‐
hour batteries
 Geothermal
 4‐hour storage
 8‐hour storage
 10‐hour storage
 Fuel cells
 Community (utility‐scale) solar
 4‐hour storage
 6‐hour storage
 8‐hour storage
 10‐hour storage
 Commercial batteries
 Fuel cells
 Residential solar
 Residential batteries
 Commercial solar
 Commercial batteries
 Biogas (defined as renewable)

 Energy efficiency
 Distributed solar
 Residential storage
 Commercial storage

Figure 37: Resource Category by Size
Category  Description
Utility‐Scale  Large (~1 MW or larger). Lowest costs per unit due to economies of scale. Utility‐scale resources are usually large projects located in open areas, such as fields.

Community  Large (often utility‐scale) and usually owned/contracted by the utility. Allows consumers with limited roof space to opt‐in and get a share of the solar output.

Distributed
(Commercial)
Medium (~714 kW); usually owned/contracted by consumer.85 Examples: panels on a parking garage or on a larger industrial building.

Distributed
(Residential)
Small (~6 kW); usually owned/contracted by consumer.86 Example: panels on a house.

85 https://atb.nrel.gov/electricity/2022/commercial_pv
86 https://atb.nrel.gov/electricity/2022/residential_pv 101
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
75 of 297

11. Resources

11.1. Existing Resources
PWP  has accumulated a diverse mix of resources to reduce its overall portfolio risk. PWP’s current resource portfolio consists of City‐owned natural gas generation and a variety of contracted energy, capacity, and renewable resources. In 2023,  PWP’s  portfolio  included  approximately  200  MW  of  City‐owned  natural  gas  generation  and  247  MW  of  other contracted resources. A
summary of resources is provided in Figure 388.

Figure 38: Owned and Contracted Resources87
Facility  Owned or
Contracted
Retirement or
Exit Date  Fuel Type  PWP Share
(MW)  RA Class  Renewable
Class
IPP Coal  Contracted  6/30/2025  Coal  108  System,
Flexible
None
IPP Natural
Gas
Contracted  6/30/2027  Natural Gas
Combined
Cycle
54  System,
Flexible
None
Glenarm  Owned  Not Applicable  Natural Gas –
132 MW
Combustion
Turbine and
65 MW
Combined
Cycle
197  System, Local,
Flexible
None
Magnolia  Contracted  7/1/2036  Natural Gas
Combined
Cycle
14  System, Local,
Flexible
None
Hoover Hydro  Contracted  (Beyond 2050)  Hydroelectric  14  System  None Palo Verde
Nuclear
Contracted  2045‐2047 (3
units)
Nuclear  10  System  None
Milford Wind  Contracted  11/14/2029  Wind  5  System  PCC0 PPM (also
called
Avangrid, or
High Winds
Project, or
Iberdrola)
Wind
Contracted  12/31/2023  Wind  2  System  PCC0

87 Azuza Hydro, a 15 MW contracted resource, is currently out of service and does not contribute to PWP’s resource portfolio 102
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
76 of 297

Facility  Owned or
Contracted
Retirement or
Exit Date  Fuel Type  PWP Share
(MW)  RA Class  Renewable
Class
Chiquita
Landfill
Contracted  11/22/2030  Landfill Gas  6  System, Local, Flexible
PCC0
Puente Hills
Landfill
Contracted  12/31/2030  Landfill Gas  10  System, Local, Flexible
PCC1
Coso
Geothermal
Contracted  12/31/2046  Geothermal  10‐ 20  System  PCC1 Geysers
Geothermal
Contracted  12/31/2041  Geothermal  25  System  PCC1
Antelope Solar  Contracted  12/31/2041  Solar  7  System, Local  Solar Columbia Two
Solar
Contracted  12/18/2034  Solar  2  System

PCC1

Kingbird Solar  Contracted  12/31/2036  Solar  20  System

PCC1

Summer Solar  Contracted  12/31/2041  Solar  7  System, Local

PCC1

Windsor
Reservoir
Solar
Contracted  5/30/2031  Solar  1  None  PCC1

Sapphire Solar
+ Battery
Contracted  12/31/2046  Solar, with
Battery Energy
Storage
System
39 (Solar); 20
(Battery)
System  PCC1

The  renewable  energy  in  Figure  399  is  identified  by  category  for  compliance  with  California’s  RPS  rules.  Further information is available in the IRP and on PWP’s website.88 Figure 39: Contracts for Renewable Energy
Renewable Category  Quantity (MWh)  Contract Year
PCC1 Bundled Renewable Energy and RECs (Powerex PCC1)  70,000 (Annually)  2020‐2030

88 https://ww5.cityofpasadena.net/water‐and‐power/pwppowersources/ 103
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
77 of 297

Renewable Category  Quantity (MWh)  Contract Year
PCC1 Bundled Renewable Energy and RECs (Avangrid)  10,000   2023 PCC1 Bundled Renewable Energy and RECs (Avangrid)  120,000   2024 PCC2 Bundled Renewable Energy and RECs (Avangrid)  70,000   2023 PCC2 Bundled Renewable Energy and RECs (Powerex)  70,000   2024 PCC3 RECs (STX)  30,000   2023
PCC3 RECs (STX)  35,000   2024

Additional information on owned or contracted resources is outlined in the following sections.

11.1.1. Coal
PWP  has  a  long‐term  contract  for  108  MW  of  coal‐fired  power  generation  from  the  IPP  facility  in  Utah.  Thirty‐five participants in six states, including neighboring cities of Los Angeles, Anaheim, Burbank, Riverside, and Glendale, contract for  power  and capacity from the  two‐unit, 1,800  MW coal‐fired steam plant. PWP’s annual  share of IPP generation  is modeled as 450 GWh of must‐take energy which is approximately 39% of PWP’s annual load.

IPP will transition from coal‐fired generation to natural gas‐combined cycle in July 2025 and PWP has contracted for 54 MW of the combined cycle output through the end of Ju ne 2027. The repowered facility will provide approximately 375 GWh of energy, or about 33% of PWP’s annual load. PWP’s share of IPP current and future generation facilities is fixed.

PWP’s participation in IPP will end in 2027 and PWP will not participate in plans for the facility to transform to a renewable energy
and hydrogen hub. 89

11.1.2. Natural Gas
PWP both owns and contracts for a combined total of 264 MW of natural gas energy and capacity.

Like  coal  resources,  natural  gas  resources  have  resource‐specific  carbon‐emission  factors.  The  corresponding  carbon output  for  these  resources  are  covered  under  California’s  Cap‐and‐Trade  program,  and  count  against  PWP’s  emission allowance.  Despite this carbon cont ent, the trajectory has been increasing percentages of clean and renewable energy in PWP’s portfolio as incremental renewable procurements have and will occur.

11.1.2.1. Owned
PWP owns 197 MW of natural gas capacity from the Glenarm in Pasadena, which is comprised of four combustion turbines and  one  combined‐cycle  unit.  These  resources  are  located  on  the  PWP‐side  of  the  Goodrich.  Goodrich  is  PWP’s interconnection facility with the CAISO transmission system.

Glenarm  provides  key reliability  benefits  when  PWP  system  loads  exceed  the  G oodrich  transfer  limits  or  when  PWP’s distribution system reaches internal transfer limits.

89 https://www.ipautah.com/ipp‐renewed/
104
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
78 of 297

The  Glenarm  units  also  provide  significant  resource  adequacy  capacity  that  help  meet  reliability  requirements  under CAISO’s tariff.

11.1.2.2. Contracted
As mentioned above, PWP will begin receiving 54 MW of natural gas‐fired generation output from IPP after its conversion from coal in 2025.

PWP has also contracted for up to 14 MW of energy and capacity from the Magnolia in Burbank, California, of which 6 MW is modeled as must‐take energy. Any early termin ation of the Magnolia contract, which currently runs through June 2036, would be subject to the terms and conditions as stated in the contract.

11.1.3. Wind
PWP has contracted for 7 MW of wind capacity from the Milford Wind and PPM Wind Projects.

11.1.4. Landfill Gas
PWP has contracted for 16 MW of landfill gas from the Puente Hills and Chiquita facilities.

11.1.5. Solar
PWP has contracts for 37 MW of solar from five facilities and recently executed an agreement for the Sapphire Solar + Storage Project (Sapphire). Sapphire is slated to begin commercial operations by the end of 2026 and will add 39 MW of contracted installed capacity to PWP’s existing 37 MW of installed solar capaci ty.

11.1.6. Hydro
PWP purchases up to 14 MW of the output of the Boulder Canyon Project at the Hoover Dam. The daily and hourly capacity and energy from Boulder Canyon varies due to river flow requirements. The annual output varies due to hydrology, storage conditions and environmental constraints.

11.1.7. Nuclear
PWP has a long‐term contract for 10 MW of the Palo Verde Nuclear facility in Arizona. Palo Verde is modeled as a baseload must‐take resource. Its expected output is based on historic generation patterns and its maintenance schedule.

11.1.8. Geothermal
Prior to 2023, PWP contracted for 10 MW of the Coso geothermal facility that is planned to begin delivering to PWP in 2027 and expected to increase to 20 MW of installed capacity in 2037. In 2023, PWP executed an agreement for 25 MW of  the  Geysers  Geothermal  Project  (Geysers),  which  will  begin  delivering  to  PWP  in   2027.  Both  Coso  and  Geysers  are modeled as must‐take baseload resources.

11.2. New Resources

11.2.1. New Resource Options
The IRP simulation model (EnCompass, detailed in Model of the IRP) selects from a variety of resources to provide future energy, capacity, renewable, and zero‐carbon energy based on need, location, and economics. For the 2023 IRP, resources 105
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
79 of 297

are generally modeled in increments of 5 MW or greater. This is considered utility scale, and the increment at which PWP is currently willing to transact. However, PWP would consider smaller increments of distributed resources – commercial and residential solar and batteries are modeled as 1 MW increments. This represents aggregations of smaller projects.

The following are the resource options available in the mod el are:
 Utility‐scale wind
 Onshore land‐based
 Onshore land‐based paired with 4‐hour lithium‐ion battery storage  Offshore
 PV
 Utility‐scale
 Commercial
 Residential
 Utility‐scale paired with 4‐hour lithium‐ion battery storage  Lithium‐ion battery storage
 4‐
hour utility‐scale
 6‐hour utility‐scale
 8‐hour utility‐scale
 10‐hour utility‐scale
 4‐hour commercial
 2.5‐ hour residential
 Utility‐scale fuel cells using renewably derived hydrogen  Utility‐scale geothermal

The load forecast inc
ludes the impacts of existing and naturally expected forecasted energy efficiency, demand response, distributed solar, distributed storage, electric vehicles, and fuel substitution. See Load Forecast for more details.

Distributed resources, in addition to those included in the load forecast, are optimized as new resource installations. The 2023 IRP assumes, for study purposes, that PWP would finance, control, and register the additional distrib uted resources
as some form of CAISO resource that can provide energy, capacity, and/or renewable benefits.

11.2.2. New Resource Parameters
Resources are modeled  with a 20‐year contract term and the parameters shown in Figure 4040. All resources, except possibly stand‐alone batteries, provide renewable and carbon‐free energy.

Figure 40: New Resource Parameters
New Resource Parameters
Resource Type  Size  Capacity Factor  Location  Additional Details Land‐based
(onshore) wind
10 MW  35%  External
106
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
80 of 297

New Resource Parameters
Resource Type  Size  Capacity Factor  Location  Additional Details Land‐based
(onshore) wind
paired with 4‐hour
lithium‐ion battery
storage
10 MW wind and 5
MW storage;
interconnection
limited at 10 MW
35% for wind; 17%
for storage
External  85% roundtrip
efficiency for lithium‐
ion storage; limited to
365 cycles per year90
Offshore Wind  10 MW  46%  External
Utility‐scale
photovoltaic solar
10 MW  32%  External
Commercial
photovoltaic solar
1 MW  19%  Internal  1 MW represents an
aggregation of smaller
resources
Residential
photovoltaic solar
1 MW  19%  Internal  1 MW represents an
aggregation of smaller
resources
Utility scale
photovoltaic solar
paired with 4‐hour
lithium‐ion battery
storage
10 MW solar and 5
MW storage;
interconnection
limited at 10 MW
32% for solar; 17%
for storage
External  85% roundtrip
efficiency for lithium‐
ion storage; limited to
365 cycles per year
4‐hour utility scale
lithium‐ion battery
storage
10 MW  17%  External and internal  85% roundtrip
efficiency for lithium‐
ion storage; limited to
365 cycles per year
6‐hour utility scale
lithium‐ion battery
storage
10 MW  25%  External  85% roundtrip
efficiency for lithium‐
ion storage; limited to
365 cycles per year
8‐hour utility scale
lithium‐ion battery
storage
10 MW  33%  External  85% roundtrip
efficiency for lithium‐
ion storage; limited to
365 cycles per year
10‐hour utility scale
lithium‐ion battery
storage
10 MW  42%  External  85% roundtrip
efficiency for lithium‐

90 https://atb.nrel.gov/electricity/2022/utility‐scale_battery_storage 107
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
81 of 297

New Resource Parameters
Resource Type  Size  Capacity Factor  Location  Additional Details ion storage; limited to
365 cycles per year
4‐hour commercial
lithium‐ion battery
storage
1 MW  17%  Internal  85% roundtrip
efficiency for lithium‐
ion storage; limited to
365 cycles per year; 1
MW represents an
aggregation of smaller
resources

2. 5‐ hour
residential lithium‐
ion battery storage
1 MW  10%

Internal  85% roundtrip
efficiency for lithium‐
ion storage; limited to
365 cycles per year; 1
MW represents an
aggregation of smaller
resources
Renewable
Hydrogen‐ Powered
Fuel Cells
10 MW  Fuel dependent  External  6,469 British thermal
units (Btu)/kWh heat
rate91
Burns green hydrogen
Geothermal  10 MW  90%92  External
Monthly capacity accreditation values for different resource types in 2030 are shown in Figure 411. PWP assumed the accreditation for solar was consistent across size. PWP also assumed 100% accreditation for storage Figure 41: Resource Adequacy Accreditation for New Resources Seasonal Qualifying Capacity in 2030 for a 100 MW Installed Capacity Plant (MW) Resource Type  January  February  May  August  September Land‐based
(onshore) wind

21.90  23.40  21.80  13.80  14.20
Offshore Wind  35.00  39.00  31.00  53.00  43.00
Utility‐scale
photovoltaic solar

0.27  2.04  4.36  8.44  7.56

91 https://www.eia.gov/outlooks/aeo/assumptions/pdf/table_8.2.pdf 92 https://atb.nrel.gov/electricity/2022/geothermal
108
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
82 of 297

Seasonal Qualifying Capacity in 2030 for a 100 MW Installed Capacity Plant (MW) Resource Type  January  February  May  August  September Commercial
photovoltaic solar

0.27  2.04  4.36  8.44  7.56
Residential
photovoltaic solar

0.27  2.04  4.36  8.44  7.56
Renewable
Hydrogen‐
Powered Fuel
Cells93
99  99  99  99  99
Geothermal  98.30  95.98  92.75  95.09  92.77
4‐ Hour (or
greater) storage
100.00  100.00  100.00  100.00  100.00

2.5 ‐Hour Storage  62.5  62.5  62.5  62.5  62.5

11.2.3. Availability of New Resources
The IRP model can add up to 1 GW of each of the resources listed in Figure 4040 to the PWP portfolio each calendar year.

At any one point, the model allows a maximum of 2 GW of each new resource type online simultaneously.

All new resource options are available in 2025 except offshore wind and fuel cells. PWP  assumes that offshore wind and fuel cells are available for deployment as soon as 2030, which allows additional time for technology maturation.

Given that PWP has a peak of 320 MW in 2023, these build limits in the model are larger than what PWP may be willing to pursue. This currently prevents the mod
el from constraining PWP’s potential actions. Market availability will determine when and how much of each different resource type is available. PWP anticipates participating in the market frequently and will adjust procurement based on market intelligence.

PWP assumes that the following resources coul d be physically located in PWP’s service territory:
 200 MW of 4‐hour batteries, or any one of the following:
 150 MW of 6‐hour batteries
 100 MW of 8‐hour batteries
 50 MW of 10‐hour batteries
 5 MW of utility scale solar
 5 MW of fuel cells
 Distributed resour
ces (residential solar, commercial solar, residential storage, commercial storage)

93 This is the weighted average value from Glenarm. Glenarm is a proxy for a dispatchable, fuel dependent resource. 109
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
83 of 297

Other resources would be located outside PWP’s service territory.

11.2.4. Inflation Reduction Act and Tax Credits
The IRA, which was enacted in 2022, provides for significant investments to promote decarbonization in the U.S. Current assessments of the impact of the IRA indicate up to a 10% decrease in net emissions by 2030 (compared to 2005 levels).94 The IRA includes $369 billion over the next decade for energy and climate initiatives – the largest investment in climate to date.95 The majority of this investment will be in the form of tax credits.

The IRA extends and modifies the previously available investment and production tax credits. With the ITC, the credit received is a percentage of the cost of a project. The PTC is similar, but the amount compensated depends on anticipated energy production versus project cost.

The  IT
C  and  PTC  have  been  in  place  for  decades  in  the  U.S.  and  have  helped  encourage  development  of  renewable generation. While eligibility has historically been limited to certain technologies, under the IRA, the ITC and PTC become new technology‐neutral incentives starting in 2025. This is also the first year for addition of new resources in  the 2023 IRP; therefore, the technology‐neutral incentives will be included in resource costs.

To qualify for the technology‐neutral PTC under the new Section 45Y of the Internal Revenue Code, resources must emit zero emissions based on a lifecycle assessment. The 2023 IR P assumes that onshore wind and geothermal projects will incorporate the PTC.

Energy storage now qualifies under the technology‐neutral ITC according to the new Internal Revenue Code Section 48D.

Previously, storage eligibility required that associated charging be from a renewable resource. That no longer applies. The 2023 IRP assumes that storage, offshore
wind, solar, and fuel cells will use the ITC.

The Federal Government revamped the ITC and PTC to support U.S. labor and supply chains. Generally, there is both a base ITC and PTC which are multiplied  by  a factor  of  five  if developers  meet  prevailing  wage  and  apprenticeship  requirements.  There  are  additional  10%  adders  if  domestic content requirements are met, or if the project is in an energy community. Details on these multiplie rs appear in Figure 422.96 Figure 433 shows the general tax credits. The IRP cost inputs assume that prevailing wage and apprenticeship requirements have been met.

There are also grants,  loans,  and loan  financing available under  the  IRA. These may provide opportunities for  PWP  to reduce or offset future costs.  PWP is pursing grant opportunities while also considering self‐build IRA cri teria.

94 https://rhg.com/research/climate‐clean‐energy‐inflation‐reduction‐act/ 95 https://www.cohnreznick.com/insights/inflation‐reduction‐act‐renewable‐energy‐tax‐incentives 96 Jenkins, Jesse D.; Farbes, Jamil; Jones, Ryan; and Mayfield, Erin N. (2022), "REPEAT Project Section‐by‐Section Summary of Energy and Climate Policies in the 117th Congress," B23 REPEAT Project, http://bit.ly/REPEAT‐Policies. doi: 10.5281/zenodo.6993118; https://docs.google.com/spreadsheets/d/1X2PORZp5JzP2yWbdUSbXphElIGPEOlJNI‐T12gz7n1s/edit#gid=1108881515 110
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
84 of 297

Figure 42: Bonus Tax Credits for Renewable Resources

111
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
85 of 297

Figure 43: IRA Tax Credits for Projects in Service After December 2024

Figure 444 summarizes the IRA tax credits applied to new resources in the 2023 PWP IRP study and modeling process.

Figure 44: PWP 2023 Integrated Resource Plan Tax Credit Assumptions

ITC/PTC
Component
2025 to
2032  2033  2034  2035  2036+  Notes
PTC
Section 45Y (Clean
Electricity
Production Tax
Credit)
100%  100%  75%  50%  0%  Apply to onshore wind,
geothermal
ITC
Section 48E (Clean
Electricity
Investment Tax
Credit)
30%  30%  22.5%  15%  0%  Apply to solar, storage, fuel cells, offshore wind
112
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
86 of 297

ITC/PTC
Component
2025 to
2032  2033  2034  2035  2036+  Notes
Section 25D   30%  26%  22%  0%  0%   Residential solar and residential storage
 For homeowners that own solar
and ≥3 kWh storage systems97
 This assumes that homeowners
will purchase the solar and
storage, and that PWP will
compensate them
There are various factors that may change tax credit selection and utilization. For example, PWP understands that tax credits may be extended. PWP also may find that solar may elect to use the PTC instead of the ITC. PWP will endeavor to stay abreast of market developments and may study the impacts of various tax credit assumptions.

11.2.5. Contract vs. Ownership and Tax Credits
In the 2023 IRP, modeled resource costs are the estimated price that can be obtained in the market for a PPA. In actual practice. PWP will pursue the most economic option relative to PPA’s vs. ownership or self‐build. The IRP identifies the best  fit  resources,  without  regard  for  ownership  structure.  The  process  for  acquiring  additional  specific  resources  for PWP’s resource portfolio includes evaluation of cost, availability, risk profile, and other factors relevant at the time.

Under  the  IRA,  tax‐exempt  entities,  including  government  agencies,  can  receive  direct  payments  from  the  Treasury Department for technologies such as carbon capture, energy storage, and traditional renewables. Direct pay applies to the new ITC and PTC and includes domestic content requirements. Specifically, for a project to meet the domestic content requirements, iron or steel that is not part of manufactured products must be made in the U.S., and a certain percentage of the total cost of the manufactured products must be made in the U.S. See Figure 4598 .

For projects that begin construction in  2024 or 2025 that do not meet domestic content requirements, the direct pay credit  is  reduced  by  10%  and  15%,  respectively.  The  credit  is  eliminated  altogether  for  non‐conforming  projects  that begin in 2026 or later. Since meeting domestic content requirements adds 10% to the base PTC and ITC, direct pay implies a minimum 40% ITC. The Treasury Secretary can provide exemptions if these requirements increase the overall cost  of construction by more than 25% or if the requisite quantity and quality of U.S. products are unavailable. As of early 2022, the IRS is expected to provide additional clarification and guidance on the domestic content requirement of the IRA and Congress has implied it will attempt to address issues that have been identified with implementation of this provision. 97 https://www.seia.org/initiatives/solar‐investment‐tax‐credit‐itc; https://www.mcguirewoods.com/client‐ resources/Alerts/2022/12/inflation‐reduction‐act‐creates‐new‐tax‐credit‐opportunities‐for‐energy‐storage‐projects 98 https://docs.google.com/spreadsheets/d/1X2PORZp5JzP2yWbdUSbXphElIGPEOlJNI‐T12gz7n1s/edit#gid=313301748 113
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
87 of 297

Figure 45: Domestic Content Requirements
% of the Total Cost of the Manufactured Products That Must Be Made in the U.S.

Construction Start Date  Offshore Wind  All Other Technologies Begin construction before 2025  20%  40%
Begin construction in 2025  27.5%  45%
Begin construction in 2026  35%  50%
Begin construction after 2026  45%  55%
Begin construction in 2027  45%  55%
Begin construction after 2027  55%  55%

11.2.6. Cost of New Resources: The General Market
Estimated resource costs available from public sources are different than actual PPA pricing and project costs. Individual projects have location and technology specific factors, and timelines that influence prices. There has also been exceptional market pressure on costs in the past few years.

Over the past three years, supply chain issues caused by the COVID‐19  pandemic have dramatically increased costs in the short term. Additionally, solar has been impacted by the Uyghur Forced Labor Prevention Act in the U.S., which requires verification that there is no forced labor in supply chains. Since most of the solar supply chain is in China, this regulation has reduced U.S. domestic supplies from China. According to a Utility Dive article, “Extreme market conditions in 2021 and
the early months of 2022 may have added some 13‐15% in costs to solar prices beyond what long‐term trends would have predicted, according to NREL’s price analysis report for the first quarter of 2022, released Nov. 30.”99 LevelTen Energy, a firm that provides a central, standardized service for renewable developers to submit project cost data for buyers interested in projects and pricing, publishes a “PPA Index Report” every quarter. While the full report is available only with a paid subscription, the free version provides insights into solar and wind pricing trends.100 The 25th percentile of CAISO solar bids are in the mid‐$40/MWh range, an increase of between 10% and 15% from the previous quarter and an  increase  of  approximately  50%  from  one  year  ago.  These  bids  are  for  future  delivery  of  solar,  meaning  that  the commercial date of operations for the projects is in the 2024‐2027 range.

Supply issues caused by COVID‐19 and regulatory concerns have also been exacerbated by other market factors. Resources
across  the  grid  are  retiring.  Additionally,  non‐utilities,  such  as  financial  corporations,  have  entered  the  market,  all contributing to the great demand for projects.

Furthermore, to connect additional renewable energy supply, the grid will require significant transmission upgrades. A study by Princeton University titled Net‐Zero America found that reaching net‐zero GHG emissions by 2050 will require a

99 https://www.utilitydive.com/news/nrel‐benchmark‐solar‐pricing‐cost‐report/637919/ 100 https://www.leveltenenergy.com/post/q1‐2023‐north‐america‐ppa‐price‐index 114
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
88 of 297

60% expansion of the nation’s transmission system by 2030 and 200% by 2050.101 The costs for transmission additions would be paid by grid users.

11.2.7. Pasadena in the Market
PWP is an active market participant and evaluates new resource offers both independently and through its relationship with SCPPA. SCPPA is a Joint Powers Authority comprised of 11 municipalities and one irrigation district. SCPPA realizes operational efficiencies and cost savings through joint procurement and financing of projects and services. PWP recently executed  ag
reements  for  additional  resources  that  showed  price  impacts  of  market  forces  such  as  supply  chain constraints, IRA‐related tax credits, and other factors. The new agreements are for solar energy paired with storage and geothermal energy from the Geysers in northern California. PWP also evaluated a potential wind energy PPA. The price of these resour
ces is shown in Figure 466.

Figure 46: Reference Market Prices
Market Prices for New Resources
Type  Year Online  Price
Land‐based onshore wind  2025  $45.00/MWh – $70.00/MWh
Utility‐scale photovoltaic solar (EDF Sapphire)  2027  $28.00/MWh – $35.36/MWh 4‐hour  utility‐scale  lithium‐ion  battery  storage  (EDF Sapphire)
2027  $7.00/kW‐Month – $11.70/kW‐
Month
Geothermal (Calpine Geysers)  2027  $70.00/MWh – $110.00/MWh

Another resource cost reference available for use in the 2023 IRP comes from NREL, a national laboratory under the U.S.

DOE. Every year, NREL releases its ATB report, a public source for current and future costs according to technology types and locations. NREL provides cost estimates for generic projects.

PWP  has  observed  that  current  marke t  prices  are  higher  than  NREL’s  near‐term  estimates.  One  reason  is  that  NREL provides  broad,  bottom‐up  pricing  for  the  U.S.  that  is  not  equivalent  to  actionable  project  pricing  for  specific  areas.

Different ways of quantifying pricing – for example, using the LCOE as a proxy for available prices – come with assumptions on financing, resource performan
ce, and more. Also, NREL has stated in multiple forums, publications, and webinars that its ATB report does not account for near‐term market changes. Furthermore, NREL explains, in the context of solar, the purpose of the ATB report and how it may vary from market prices as follows: 102 “It is important to understand what the NREL benchmarks are and are not, and for what purposes they should be used. The benchmarks are bottom‐up cost estimates of all major inputs to typical PV and energy storage system configurations and installation practices. Bottom‐up costs are based on national averages and do not ne
cessarily represent typical costs in all local markets.

101 https://netzeroamerica.princeton.edu/?explorer=year&state=national&table=2020&limit=200 102 https://www.nrel.gov/news/program/2022/nrel‐tracks‐pv‐and‐energy‐storage‐prices‐in‐volatile‐market.html 115
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
89 of 297

The primary purpose of the NREL benchmarks is to provide insight into the long‐term trajectories of PV and storage system costs, including which system components may be driving installed prices and where there are opportunities for price reductions. The benchmarks are also used to project future system prices, provide transparency, and facilitate engagem ent with industry stakeholders.

NREL’s benchmarks are often compared with other PV and storage system cost metrics, including reported prices and other modeled benchmarks. However, there is significant variation within and between these metrics because of the various methods and assumptions used to develop them, and different benchmarks are useful for differe nt purposes.”
Given  this  context,  NREL’s  estimates  do  not  reliably  reflect  actual  cost  information  in  the  near‐term.  Adopting  NREL’s estimates  today  may  drastically  understate  the  actual  cost  of  procuring  a  resource  such  as  solar  in  this  market environment. Figure 477 and Figure 488 show a detailed example of solar pricing. The pri cing is provided in nominal dollars and in real 2023 dollars.

Figure 47: Utility‐Scale Solar Nominal Pricing

116
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
90 of 297

Figure 48: Utility‐Scale Solar Pricing in Real 2023 $

Evaluating  nominal  versus  real  values  can  often  lead  to  confusion.  See  Figure  499  for  an  example  of  how  real  versus nominal values – based on the same data – can appear. Nominal dollars reflect the present value of goods and services exchanged in the marketplace. However, using real dollars gives the true value of goods and services produced or sold because  it  strips  out  the  effects  of  in
flation.  Using  nominal  costs  and  discounting  at  the  nominal  discount  rate  is  the equivalent of using real costs and discounting at the real discount rate. Using nominal costs and discounting at the nominal discount rate is standard industry practice for IRPs. Market pri ces for natural gas and electricity are generally quoted in nominal terms. Using nominal dollars is not an artificial impact on costs, rather it shows the cost in a specific future year.

NREL provides additional information on real versus nominal dollars.103 This IRP usually presents the cost of new resources in nominal dollars using the nominal discount rate.

103 https://youtu.be/v‐objUKg3tA?t=1338; https://www.nrel.gov/docs/legosti/old/5173.pdf 117
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
91 of 297

Figure 49: Real vs. Nominal Values

It is important to note that nominal values in real dollars are not equivalent to real values in real dollars. See Figure 50.

NREL calculates real values in real dollars. The IRP calculates nominal values in nominal dollars and translates them into real dollars.

PWP’s 2023 IRP uses the best available information to develop near‐ term benchmarks for long‐term projections for the cost of new technologies. How prices will change in the future is unknown. For example, there could be relaxed financial pressures induced by IRA incentives, or conversely, constraining pressures induced by transmission costs. Because of this uncertainty, once the resource mixes wer e identified, PWP re‐evaluated the costs of new resources using sensitivity tests to quantify potential cost variation.

Figure 50: Real vs. Nominal Levelized Cost of Energy
Real vs. Nominal LCOEs (2030)
Solar (Utility Scale, Single Axis Tracking)  Real LCOE  Nominal LCOE GDP Deflator for Nominal to Real     1.280
Inflation Rate  2.5%  2.5%
Tax Rate (Federal and State)  25.7%  25.7%
Present Value ‐ Depreciation (PV‐DEP)  0.875  0.875
Interest During Construction  4.5%  4.5%
WACC  2.44%  5.0%
Recovery Live (years)  30  30
Capital Recovery Factor (CRF)  4.7%  6.5%
ITC (Model Schedule)  30%  30%
Overnight Capital Cost ($/kW‐AC)  $734.33   $940.01
$0
$5
$10
$15
$20
$25
$30
$35
2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 Real Versus Nominal
Solar PPA, Nominal $/MWh Solar, Real 2023 $/MWh
118
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
92 of 297

Real vs. Nominal LCOEs (2030)
Solar (Utility Scale, Single Axis Tracking)  Real LCOE  Nominal LCOE Fixed O&M ($/kW‐year‐AC)  $15.22   $19.48
Capacity Factor  32%  32%
Project Finance Factor (No ITC)  1.043  1.043
Project Finance Factor (with ITC)  0.685  0.685
Construction Finance Factor  1.022  1.017
LCOE Calculations
No ITC  $18.67   $30.09
ITC (Model)  $14.12   $22.14
No ITC (2020 Actual Amount)     $23.51
ITC (2020 Actual Amount)     $17.30

The IRP uses available market cost data and initial project production date to reflect the best‐available information of current market conditions. These prices were then blended into NREL estimates over a period of several years. By 2032, these prices fully merge into the moderate cost estimates from NREL. NREL cost estimates have been updated to in clude the  impacts  of  the  IRA.  Under  the  IRA,  tax  credits  will  expire  when  electricity‐sector  related  annual  greenhouse  gas emissions are less than or equal to 25% of 2022’s emissions, or in the year 2032, whichever occurs later. PWP’s IRP assumes that tax credits will substantially decr ease in 2032 and fully expire by 2036.

PWP  provided  the  Excel  files  with  raw  data,  citations,  and  the  blending  methodology  to  the  STAG  in  April  2023.  The discussion  of  these  costs,  and  how  they  were  derived,  extended  over  at  least  two  STAG  meetings.  These  meetings generated approximately 20 questions on this topic, an d PWP provided the answers to all STAG members. New resources costs are in the Appendix – Cost of New Resources.

However, there remains a great deal of uncertainty on future pricing. In the EDF Sapphire Project (Sapphire), the project developer included a floor and a ceiling price for  the solar and storage components. PWP provided details on this to the Pasadena City Council on November 14, 2022.104 The final contract price is still subject to change as the project advances toward completion. The IRP uses low and high cost curves by blending low and high market prices into NREL’s advanced and conservative scenarios. This allows the IRP to run sensitivity tests on portfolios to test how much specific resource mixes could cost if prices change.

11.2.8. Spotlight Technologies
The following subsections provide spotlight information on some technologies.

104 https://ww2.cityofpasadena.net/2022%20Agendas/Nov_14_22/Agenda.asp 119
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
93 of 297

11.2.8.1. Spotlight on Fuel Cells
Like a cross between a natural gas turbine and a battery, a fuel cell consumes hydrogen as fuel and electrochemically transforms that hydrogen fuel into electricity, water, and heat. Fuel cells do not produce carbon emissions or air pollutants that cause smog.105 If the hydrogen is generated using renewable energy, then fuel cells count as renewable resources in California.106
According to the EIA, as of October 2021, there were 166 fuel cell plants with total capacity of 260 MW, the largest of which  is  16  MW.  All  but  six  use  natural  gas  for  the  hydrogen  source. 107  Fuel  cells  are  an  earlier  stage  generation technology.

NREL does not report on fuel cell costs in the ATB. For PWP’s IRP, fuel cell data came from the EIA.108

11.2.8.2. Spotlight on Geothermal
Calpine’s Geysers project, a geothermal project that PWP contracted for, will begin delivery to PWP in 2027 and is located north of San Francisco. It is the single largest geothermal operation in the world and was the first commercial geothermal plant to operate in the Western hemisphere.109 According to Calpine, the plants extract hot steam to turn turbines that generate electricity.110 This appears to match the hydro‐flash geothermal technology described by NREL, so PWP’s IRP uses that benchmark for future projections.111

11.2.8.3. Spotlight on Offshore Wind
Offshore wind may be a key resource to assist with decarbonization. Approximately 80% of the U.S. population lives in coastal areas. Offshore wind also has a generation pattern that may complement that of solar.

Offshore wind is a nascent but growing global industry. According to the DOE, the global installed capacity of offshore wind  was  more  than  50
GW  in  2021.112 For  comparison,  the  size  of  the  entire  U.S.  grid  is  1,144  GW.113 There  are  two operational offshore wind farms in the U.S.: the 30 MW Block Island Wind Farm and the 12 MW Coastal Virginia Offshore Wind pilot project.114 Offshore wind deployment in the U.S. has been spurred by state decarbonization policy. As of May 2022, the pipeline for offshore wind projects in the U.S. was more than 40 GW by 2040 and concentrated across eight

105 https://www.energy.gov/eere/fuelcells/fuel‐cells
106 https://www.energy.ca.gov/programs‐and‐topics/programs/renewables‐portfolio‐standard 107 https://www.eia.gov/energyexplained/hydrogen/use‐of‐hydrogen.php 108 https://www.eia.gov/outlooks/aeo/supplement/excel/suptab_55.xlsx; fixed O&M was assumed to be 2.5% of capital costs, which matches NREL’s O&M assumption for batteries.
109 https://www.calpine.com/operations/power‐operations/technologies/geothermal; https://geysers.com/ 110 https://player.vimeo.com/video/58388368
111 https://player.vimeo.com/video/58388368
112 https://www.energy.gov/eere/wind/articles/offshore‐wind‐market‐report‐2022‐edition 113 https://www.eia.gov/energyexplained/electricity/electricity‐in‐the‐us‐generation‐capacity‐and‐sales.php 114 https://www.energy.gov/eere/wind/articles/offshore‐wind‐market‐report‐2022‐edition 120
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
94 of 297

states on the East Coast.115 This does not include California’s goal of 5 GW of offshore wind by 2030 and 25 GW by 2045.

The Biden Administration has set a 30 GW offshore wind goal by 2030.

When sea depths exceed 60 meters, offshore wind technology changes from fixed‐bottom to floating. The Atlantic Coast has shallower waters than the Pacific Coas t, which allows for fixed‐bottom versus floating technology. As of 2021, more than 99% of the global operational offshore wind farms had fixed‐bottom foundations. Floating technologies are in earlier development stages. Globally, there is a total of 123.4 MW of installed floating offshore wind capacity.116 The West Coast must rely on floating technologies due to the depth of the Pacific Ocean in favorable wind resource areas.117 The Biden Administration is targeting an additional 15 GW of offshore wind in floating technology by 2035 and is looking to support innovation to reduce costs by more than 70% to reach a targeted cost of $45/MWh.118 For fixed‐bottom technologies online between 2020 and 2025 in the U.S., prices (in 2021 dollars) range from $149/MWh (Skipjack and U.S. Wind) to $75/MWh (Mayflower Wind). Costs could decrease to $60/MWh (in 2021 dollars) for fixed‐ bottom technologies by 2030.

Floating  technologies  costs  are  uncertain  given  their  limited  deployment.  The  DOE  currently  cites  costs  from  around $200/MWh (i
n 2021) to between $58/MWh and $120/MWh (in 2021 dollars) by 2030.119 NREL produced cost projections specific  to  five  offshore  areas  in  California,  and  assuming  PTC  eligibility,  costs  in  2030  are  expected  to  range  from $79/MWh  to  $88/MWh  (in  2021  dollars).120 In  2022,  the  U.S.  Bureau  of  Ocean  Energy  Management  (BOEM)  held  an auction for onshore leases for five areas – three in Morro Bay and two in Humboldt County.121 The CPUC’s 2021 Preferred System Plan included 1.7 GW of offshore wind by 2032.122 NREL had to make a series of assumptions regarding the price trajectory of offshore wind. For example, it was assumed that port and grid infrastructure  is available; therefore, costs for land‐based substation or bulk transmission upgrades were not included in pricing. CAISO estimates between $5.8 and $8 billion in upgrade costs for 4 GW of offshore wind in the Humboldt area and $0.11 billion for 6 GW in the Diablo Canyon‐Morro Bay areas.123 California is also investing in the requisite supply chain and port infrastructure.124 NREL also assumes a 1 GW installation for its California cost estimates and that plants and turbines will get bigger over time, which will lead to cost reductions. Future decreases in costs are also

115 https://www.energy.gov/eere/wind/articles/offshore‐wind‐market‐report‐2022‐edition; https://cnee.colostate.edu/wp‐ content/uploads/2021/07/OffshoreWind‐July‐2021.pptx.pdf 116 https://www.energy.gov/eere/wind/articles/offshore‐wind‐market‐report‐2022‐edition 117 https://www.nrel.gov/wind/offshore‐resource.html
118 https://www.whitehouse.gov/briefing‐room/statements‐releases/2022/09/15/fact‐sheet‐biden‐harris‐administration‐ announces‐new‐actions‐to‐expand‐u‐s‐offshore‐wind‐energy/ 119 https://www.energy.gov/eere/wind/articles/offshore‐wind‐market‐report‐2022‐edition 120 https://www.nrel.gov/docs/fy21osti/77384.pdf
121 https://www.boem.gov/renewable‐energy/state‐activities/california 122 https://www.energy.ca.gov/news/2022‐08/cec‐adopts‐historic‐california‐offshore‐wind‐goals‐enough‐power‐upwards‐25 123 http://www.caiso.com/InitiativeDocuments/20‐YearTransmissionOutlook‐May2022.pdf 124 https://www.energy.ca.gov/news/2022‐03/state‐approves‐105‐million‐prepare‐port‐humboldt‐bay‐offshore‐wind 121
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
95 of 297

dependent, in part, on lessons learned from fixed‐bottom installations on the Atlantic Coast and from other installations around the world. Overall, offshore wind costs are uncertain.

11.2.8.4. Spotlight on Hybrids
Different  technology types can be located at the same  site, and  when  they are designed  to work together as  a single installation, the result is often called a hybrid resource. Simply siting different technology types together (often called co‐ location) can reduce costs associated with site preparation, site acquisition, site permitting, interconnection upgrades, installation, and hardware, among other costs. Projects usually share an interco nnection point and connect to each other.

However, there could be more value from siting resources apart rather than together. For example, storage may unlock more revenue closer to load, and solar in areas with higher irradiance.

Currently, the most common hybrid reso urces are storage sited with solar. Prior to the IRA, storage had to charge from a renewable resource to be eligible for the ITC, and solar proved to be the market’s dominant choice for this application.

In the 2022 NREL ATB, NREL notes that the dominant architecture for solar and storage pairings is still unk nown and could evolve over time based on grid composition, performance, and incentives. The PWP 2023 IRP assumes an AC‐coupled system when generation and storage form a hybrid installation. In an AC‐coupled system the grid has a separate interface with each component (generation and storage). The capital cost of a co‐ located AC‐coupled system is 7% lower than if PV and  storage  were  sited  separately,  according  to  NREL.  The  IRP  assumes  this  capital  cost  reduction,  as  well  as  a  2:1 renewable to storage ratio. PWP’s IRP includes both wind and solar paired with 4‐hour battery storage.

11.2.9. How Electricity Products Are Priced
Electricity is comprised of different components. Defining the different components, or attributes, ensures reliability and allows the components to be financially traded. See Figure 51 for examples on the different components of electricity (definitions in the table are simplified).

Figure 51: Different Components of Electricity
Part  Simplified Definition  Standard Units
Energy  The flow of energy  MWh
Resource Adequacy  The ability to flow when needed  kW‐Month Renewable  Green  REC
Clean  Zero carbon  MWh

Some  technologies  are  better  than  others  at  providing  certain  attributes  of  electricity.  See  Figure  52  for  examples.

Resources  are  typically  priced  in  metrics  that  best  reflect  their  strongest  value  streams.  Wind  and  solar  are  common energy resources, so they are priced in terms of energy. Storage is a prevalent capacity resource, so it is priced in terms of capacity
. Costs for the 2023 IRP in Figure 53 and Figure 54 are priced at their industry‐standard units. Costs are presented in nominal dollars per unit of installed (non‐accredited) capacity.

122
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
96 of 297

Figure 52: Different Components of Electricity by Resource Type The Flow  Stability
Assistance
The Ability to Flow
When Needed  Green  Zero Carbon
Value  Energy  Ancillary
Services  RA  Renewable  Clean
Wind          
Geothermal          
Solar          
Batteries      


Natural Gas      

Figure 53: Cost of New Energy Resources

$0
$20
$40
$60
$80
$100
$120
$140
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Price ($ Nominal/MWh)
Cost of New Resources
Utility‐scale solar Commerical solar Residential solar
Land‐based wind Offshore wind Geothermal
123
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
97 of 297

Figure 54: Cost of New Capacity Resources

11.2.10. Cost vs. Value
There is a difference between cost and value. Costs include factors such as capital expenditures, financing, permitting, transmission interconnections, operations, and maintenance. LCOE is a commonly cited industry metric that spreads all the costs for a resource over the lifetime of anticipated generation.

Value is what the resource earns in the energy, ancillary service,  RA, renewable, and clean energy markets. Value depends on factors such as grid composition (e.g., percentage of renewable energy), grid location, and time of day. The IRP model optimizes between cost and value. The lowest‐cost resources do not always provide the greatest value. Evaluating both cost and value helps explain resource decisions.

11.2.11. Transmission Access Charge
The TAC is a rate charged by CAISO for transmission use. In the case of Pasadena, this is charged on any load brought into CAISO, or any contracted resources in CAISO. In other words, this applies to everything but resources internal to PWP, including Glenarm, storage located within PWP, or distributed resources. CAISO provides estimates of their TAC.125 Figure 55 has the TAC applied to external resources in the IRP model.

125 http://www.caiso.com/Pages/DocumentsByGroup.aspx?GroupID=7A2CFF1E‐E340‐4D46‐8F39‐33398E100AE7 $0
$5
$10
$15
$20
$25
$30
$35
$40
$45
Price ($ Nominal/kW‐Month)
Cost of New Resources: Lithium‐Ion Battery Storage
4‐hour 6‐hour 8‐hour 10‐hour 4‐hour commmerical 2.5‐hour residential 124
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
98 of 297

Figure 55: Transmission Access Charge

11.2.12. Exclusions and Other Notes
PWP has excluded the following from consideration in its 2023 IRP:
 New long‐term fossil‐fueled generation capacity
 New long‐term fossil‐fueled generation capacity does not align with PWP’s environmental goals  New nuclear capacity
 Small modular reactors or new nuclear builds were excluded due to cost, timeline, and location  limitations  Non‐lithium‐ion storage
 Limited data is available for modeling alternative battery technologies at this time

As projects are piloted or as costs mature in the markets, PWP will consider all zero‐carbon resource alternatives that will support reliability and reduce costs for consumers.

11.3. Diversified Procurement Portfolio
The  2018  CEC  guidelines  note  that  “The  IRP  Filing  must  address  procurement  for  a  diversified  procurement  portfolio consisting of both short‐term and long‐term electricity, electricity‐related, and demand response products.” As part of the IRP filing, POUs must submit four standardized tables covering capacity, energy, RPS, and GHG emissions.

These are filed separately.

PWP
considered the following sources of diversity in its portfolio:
 Resource types
$0
$5
$10
$15
$20
$25
$30
$35
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Charge ($Nominal/MWh)
TAC
125
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
99 of 297

 PWP is committed to supporting a portfolio that includes a variety of resource types. Figure 56 illustrates the different operational profiles of various resources. Resource diversity reduces risk by limiting reliance on the performance profile a particular resource.
 Resource locations
 Varying resource location is another form of risk reduction. For ex ample, weather events in one area may not  affect  resources  in  another  area.  Different  resource  locations  can  also  help  hedge  transmission congestion costs.
 Duration of contracts
 Contract  terms  can  vary  from  monthly  to  annual.  Using  varying  contract  terms  provides  flexibility, particularly in tight resource markets.

Figure 56: Diversity in Load Consumption and Resource Generation

12. Load Forecast

12.1. Requirements
The California Public Utilities Code Section 9621 specifies the process and content of IRPs to meet California regulatory requirements. It requires the development of a load forecast, which is a prediction of energy consumption (in MWh) and peak  load  demand  (in  MW).  The  load  forecast  is  a  necessary  and  critical  IRP  input  because  it  is  the  starting  point  for determ
ining  total  energy,  renewable  energy,  clean  energy,  and  capacity  requirements.  The  CEC  requests  that  an  IRP explain the method and assumptions used to create the load forecast, and that the utility submitting it include public sources in the IRP’s supporting material, as applicable.

In its 2017, 2018, and proposed 2022 r
egulations, the CEC recommends that POUs leverage the CED that is a part of the IERP process. The CED is an hourly forecast of electricity demand in the future. Following CEC recommendations, this IRP 0 20
40 60
80 100
120
140
160
180
200
Load or Generation (MW)
Diversity in Load Consumption and Resource Generation
Metered Load (2030) Light‐Evs (2030) Medium/Heavy‐Duty Evs (2030) 100 MW Solar 100 MW Wind
126
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
100 of 297

derived its load forecast from the California Energy Demand Update, 2022‐2035 that is part of the 2022 Integrated Energy Policy Report Update.126

12.2. Integrated Energy Policy Report and California Energy Demand Forecast The CEC produces an IEPR every year, which investigates the state’s energy issues and proposes solutions.127 Under the IEPR process, the CEC must produce forecasts of energy products, including electricity forecasts.

The CEC created the California Energy Demand Forecast Update, 2022‐2035, as part of its 2022 Integrated Energy Policy Report  Update.128 The  2022  CED  updates  economic,  demographic,  and  rate  data  from  2021,  and  refreshes  the  IEPR’s methods for scenario design and for modeling the growth of transportation electrification.129 The CED has hourly forecasts of electricity demand for four entities: the three investor‐owned utilities (PG&E, SCE, and SDG&E) and CAISO. There are two different forecasts: a planning forecast used in RA and IRP planning, with moderate assumptions for most items, and a Local Reliability Scenario that includes higher electrification and lower energ y efficiency assumptions used for transmission planning.130
The  CED  forecasts  contain  hourly  estimates  of  different  components  of  electricity  load  for  2023  through  2035.  These components are shown in Figure 57.

Figure 57: California Energy Demand Forecast Components CED Update, 2022 ‐ 2035  Description
Treatment in
PWP IRP
Modeling
Adds
to
Load?
Subtracts
from
Load?
Modified in
PWP’s 2023
IRP?
UNADJUSTED_CONSUMPTION  System load without
pumping and with
distributed solar load
added back in
Native Load      
PUMPING    Native Load  
CLIMATE_CHANGE    Climate Change  
LIGHT_EV  CEC uses a demand side
model
Light‐Duty EVs      

126 https://www.energy.ca.gov/data‐reports/reports/integrated‐energy‐policy‐report/2022‐integrated‐energy‐policy‐report‐update‐ 2; https://www.energy.ca.gov/data‐reports/reports/integrated‐energy‐policy‐report/2022‐integrated‐energy‐policy‐report‐update 127 https://www.energy.ca.gov/data‐reports/reports/integrated‐energy‐policy‐report 128 https://www.energy.ca.gov/data‐reports/reports/integrated‐energy‐policy‐report/2022‐integrated‐energy‐policy‐report‐update‐ 2 129 Bailey, Stephanie, Jane Berner, David Erne, Noemí Gallardo, Quentin Gee, Akruti Gupta, Heidi Javanbakht, Hilary Poore, John Reid, and Kristen Widdifield. 2022. Draft 2022 Integrated Energy Policy Report. California Energy Commission. Publication Number:

CEC‐100‐2022001‐CMD.
130 https://efiling.energy.ca.gov/GetDocument.aspx?tn=247951&DocumentContentId=82234 127
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
101 of 297

CED Update, 2022 ‐ 2035  Description
Treatment in
PWP IRP
Modeling
Adds
to
Load?
Subtracts
from
Load?
Modified in
PWP’s 2023
IRP?
MEDIUM_HEAVY_EV  CEC uses a demand side
model
Medium‐
/Heavy‐Duty
EVs

TOU_IMPACTS  The effect of TOU rates  TOU Rates       OTHER_ADJUSTMENTS  Adds to zero over time  Native Load
BTM_PV  Photovoltaic Solar
generation located
behind the meter
Distributed
Solar
  
BTM_STORAGE_RES  Energy storage located
behind the meter –
residential
Distributed
Storage
    
BTM_STORAGE_NONRES  Energy storage located
behind the meter –
commercial and
Industrial
Distributed
Storage
    
AAEE  AAEE  AAEE      
AAFS  AAFS  AAFS  
AATE_LDV  Additional Achievable
Transportation
Electrification
Includes supply‐side
drivers of adoption.131
Light‐Duty EVs      
AATE_MDHD  AATE  Medium/Heavy‐
Duty EVs

MANAGED_NET_LOAD  UNADJUSTED_CONSUMP
TION + PUMPING +
CLIMATE_CHANGE+LIGH
T_EV +
MEDIUM_HEAVY_EV +
TOU_IMPACTS +
OTHER_ADJUSTMENTS
+ BTM_PV +
BTM_STORAGE_RES +
Metered Load      

131 https://www.energy.ca.gov/event/webinar/2022‐11/ca‐energy‐demand‐forecast‐aaee‐and‐aate‐results‐dawg‐meeting 128
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
102 of 297

CED Update, 2022 ‐ 2035  Description
Treatment in
PWP IRP
Modeling
Adds
to
Load?
Subtracts
from
Load?
Modified in
PWP’s 2023
IRP?
BTM_STORAGE_NONRES
+ AAEE + AAFS
+AATE_LDV +AATE_MHD

12.3. Integrated Resource Plan Method
Following the CEC’s recommendation, this IRP is based on the CED and aims to leverage extensive work completed by California to quantify various drivers of electricity demand, including economic and demographic activity, energy efficiency and fuel substitution programs, historical electricity, and natural gas consumption, among other factors. The CEC’s website contains additional information on the CED.132
The CED does not include a specific forecast for PWP since it is smaller than the other entities explicitly modeled. Instead, PWP’s forecast is regarded as part of SCE’s.133 Since the CED’s planning forecast is used in other IRP proceedings, PWP’s 2023 IRP utilizes the planning scenario forecast for SCE as the reference for PWP’s load forecast.

In developing the 2023 IRP, PWP utilized the services of a subcontractor hired by ACES, an external vendor, to generate 2021  hourly  load  data  for  SCE  and  PWP.134 PWP’s  load  is  calculated  as  a  percentage  of  SCE’s  2021  load.  As  an  initial forecast, the resulting hourly percentages were applied to the hourly CED forecast through 2035. Also, since the CED runs through 2035 only, the IRP forecast extrapolates these trends and applies them to the remainder of the forecast through 2050.

Because  the  CED  differe
ntiates  the  subcategories  that  comprise  the  net  electricity  demand,  this  method  of  load forecasting produces estimates for energy efficiency, building electrification, fuel substitution, light‐duty EVs, heavy‐duty EVs, distributed solar, and distributed storage.

However, historical data and consideration of respective land use/availability shows that PWP’s service territory does not precisely mirror the load growth behavior of the large
r SCE service territory. Therefore, when investigating the results of certain components, the IRP made modifications to the following:
 AAEE
 Distributed storage
 Distributed solar
 TOU rates

132 https://www.energy.ca.gov/data‐reports/reports/integrated‐energy‐policy‐report/2021‐integrated‐energy‐policy‐report/2021‐1 133 https://efiling.energy.ca.gov/GetDocument.aspx?tn=248366 134 https://www.yesenergy.com/
129
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
103 of 297

 Light‐duty EVs
 Native (remaining) load

These changes were necessary to reflect PWP’s historical load experience and expectations for the future. Changes to these  respective  components  and  the  associated  impact  on  the  overall  load  forecast,  are  detailed  in  the  following subsections.

PWP’s annual peak and energy values are shown in Figure 58 and Figure 59. These values are metere d at PWP’s interface with CAISO, so they include the impact of distribution system losses. PWP considers distribution losses at around 4%.

Figure 58: PWP Peak Demand
Year  Peak (MW)  Reserve Margin (%)  Peak + Reserve Margin (MW) 2023  330.00  15.0%  379.50
2024  332.63  15.0%  382.52
2025  335.26  17.5%  393.93
2026  337.90  17.5%  397.03
2027  340.53  17.5%  400.12
2028  343.16  17.5%  403.21
2029  345.79  17.5%  406.30
2030  348.42  17.5%  409.39
2031  351.06  17.5%  412.50
2032  353.69  17.5%  415.59
2033  356.32  17.5%  418.68
2034  358.95  17.5%  421.77
2035  361.59  17.5%  424.87
2036  363.39  17.5%  426.98
2037  365.21  17.5%  429.12
2038  367.04  17.5%  431.27
2039  368.87  17.5%  433.42
2040  370.72  17.5%  435.60
2041  372.57  17.5%  437.77
2042  374.43  17.5%  439.96
2043  376.30  17.5%  442.15
2044  378.19  17.5%  444.37
2045  380.08  17.5%  446.59
2046  381.98  17.5%  448.83
2047  383.89  17.5%  451.07
2048  385.81  17.5%  453.33
2049  387.74  17.5%  455.59
2050  389.67  17.5%  457.86

130
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
104 of 297

Figure 59: PWP Energy
Year
Potential Energy
(GWh) Imported into
CAISO
Behind‐the‐Meter
Generation (GWh)
Retail Sales (GWh) to
End‐Users
Retail Sales to End‐
Users (Accounting for
AAEE Impacts)
2023  1,156,320  84,240  1,047,923  1,029,197
2024  1,162,535  84,480  1,059,784  1,034,933
2025  1,173,224  240  1,156,277  1,126,064
2026  1,185,899  ‐  1,173,515  1,138,463
2027  1,201,519  ‐  1,192,802  1,153,458
2028  1,220,842  ‐  1,215,253  1,172,009
2029  1,241,853  ‐  1,239,018  1,192,179
2030  1,265,577  ‐  1,265,082  1,214,954
2031  1,290,067  ‐  1,291,633  1,238,464
2032  1,312,076  ‐  1,315,006  1,259,593
2033  1,333,660  ‐  1,338,073  1,280,313
2034  1,352,810  ‐  1,358,607  1,298,697
2035  1,364,639  ‐  1,371,814  1,310,054
2036  1,375,921  ‐  1,384,239  1,320,884
2037  1,386,185  ‐  1,395,351  1,330,738
2038  1,396,148  ‐  1,405,369  1,340,302
2039  1,405,362  ‐  1,414,512  1,349,147
2040  1,414,327  ‐  1,422,988  1,357,754
2041  1,422,855  ‐  1,430,986  1,365,941
2042  1,430,863  ‐  1,438,674  1,373,629
2043  1,438,698  ‐  1,446,195  1,381,150
2044  1,446,483  ‐  1,453,669  1,388,624
2045  1,454,323  ‐  1,461,195  1,396,150
2046  1,462,298  ‐  1,468,851  1,403,806
2047  1,470,471  ‐  1,476,698  1,411,652
2048  1,478,887  ‐  1,484,777  1,419,732
2049  1,487,577  ‐  1,493,119  1,428,074
2050  1,496,556  ‐  1,501,739  1,436,694

Other loads will include load from storage charging and will vary based on scenarios. Net energy for load will vary based on storage load and is included in filed charts.

12.3.1. Additional Achievable Energy Efficiency
State minimum requirements are set forth in Title 24 and contains specific regulations for energy efficiency and water conservation. As part of its commitment to environmental stewardship and innovation, PWP is dedicated to expanding its energy efficiency and demand reduction programs whenever new cost‐effective and achievable program elements are 131
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
105 of 297

identified. Details of current PWP energy efficiency and demand response programs are included in Energy Efficiency of the IRP.

PUC  Section  9621  requires  IRPs  for  POUs  to  address  the  procurement  of  energy  efficiency  and  demand  response  as dictated in Section 9651, which states “Each local publicly owned electric utility, in procuring energy to serve the load of its retail en
d‐use customers, shall first acquire all available energy efficiency and demand reduction resources that are cost effective, reliable, and feasible.”135 In other words, energy efficiency is the resource of first choice.

In 2021, PWP, through its membership in CMUA, worked with GDS to identify the level of energy efficiency that PWP could cost‐effectively  support  in  its  territory.136 This  study  became  the  foundation  for  the  energy  efficiency  goals  that  the Pasadena City Council adopted in May 2021. For Fiscal Years (FY) 2022 (which began on July 1, 2021) through FY2031 (which began on July 1, 2030), PWP’s energy efficiency goal is to achieve 11,720 MWh per year in savings and 1.8 MW per year  in  dema
nd  reduction.  The  annual  energy  efficiency  and  demand  reduction  goals  were  derived  from  the  10‐year average of the forecasted figures developed by GDS, in collaboration with PWP. These goals were adopted to represent the AAEE for the 2023 IRP.

The 2021 GDS energy efficiency study quant ified the following three types of potential penetration of energy efficiency:
137
 Technical (i.e., feasible): savings without regard to economic or other factors  Economic (i.e., cost‐effective): savings when benefit is greater than cost  Market  (both  feasible  and  cost‐effective):  savings  that  consider  other  utility‐specific  factors,  such  as  existing penetration, past customer behavior, economic conditions, etc.

PWP adopted its goals based on market potential. Fig ure 60 shows a comparison of the three potential efficiencies.

135 https://law.justia.com/codes/california/2021/code‐puc/division‐4‐9/section‐9615/ 136 https://www.cmua.org/files/CMUA%202020%20EE%20Potential%20Forecast.pdf 137 https://www.cmua.org/sb1037‐reports
132
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
106 of 297

Figure 60: Technical, Economic, and Market Potential for Energy Efficiency

Energy efficiency savings are expressed as either gross (total impact) or net (total impact minus the impact of customers who would have pursued the programs anyway). Programs are also quantified by incremental savings (annual values) or cumulative  savings  (total  savings  summed  over  time).  PWP’s  goal  is  based  on  incremental  net  savings,  which  are approximately 96% of gross market potential savings.

The 2023 IR
P uses PWP’s energy efficiency goal for its estimate of AAEE through 2031, then 96% of gross market potential for 2032 through 2041 when the goal expires. Since trends are leveling out, suggesting saturation of potential efficiency opportunities, AAEE remains flat from 2042 through the en d of the IRP study period in 2050. Figure 61 shows the IRP forecast of AAEE. The negative values on the Y axis indicate energy saved.

(600)
(400)
(200)
0 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 Energy (GWh)
AAEE: Market vs. Economic vs. Technical Potential
Cumulative Gross Technical Potential Cumulative Gross Economic Potential Cumulative Gross Market Potential 2023 IRP, Cumulative Net Market Potential 133
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
107 of 297

Figure 61: Additional Achievable Energy Efficiency in PWP’s 2023 Integrated Resource Plan

The percent reduction in load is shown in in Figure 62.

Figure 62: Additional Achievable Energy Efficiency Percent Reduction in Load

12.3.2. Additional Achievable Fuel Substitution
AAFS estimates the impacts of building electrification and fuel substitution on electricity demand and energy consumption and is included in the load forecast. Fuel substitution occurs when a device or system using a regulated fuel (fossil fuel or renewable gas) is replaced with a system using electricity. Replacements under these programs are not yet committed, but
likely to occur in the future due to economics or regulation. The 2023 IRP assumes the allocation of AAFS from the (160)
(140)
(120)
(100)
(80)
(60)
(40)
(20)
0 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Energy (GWh)
AAEE
2023 IRP, Cumulative Net Market Potential Cumulative Net (Includes C&S) Market Potential 2% 2% 3% 3% 3% 4% 4% 4% 4% 4% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5%5% 1,000
1,100
1,200
1,300
1,400
1,500
1,600
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Metered Load (GWh)
AAEE
AAEE Savings New Load Old Load
134
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
108 of 297

CED based on the forecasting methodology outlined in this IRP. AAFS is 2% of CAISO’s metered load by the end of the study period. Figure 63 shows an AAFS projection for PWP.

Figure 63: AAFS in PWP’s 2023 IRP

12.3.3. Distributed Solar
PWP had 23 MW of distributed solar in 2022. Assuming an average installation size of 7 kW per residential rooftop and 58,291 residential customers, approximately 6% of PWP’s households had solar.138 However, the CED method attributed 52  MW  of  solar  to  PWP  in  2023.  PWP,  as  a  dense  urban  area,  is  likely  more  space‐constrained  than  SCE  on  average, resulting in actual installations to be less than the CED estimates. PWP’s IRP calculated the annual rate of change in the CED and applied it to PWP’s 2022 starting  point. Extrapolating forward, approximately 12% of households would have solar in 2030 and 23% would have solar in 2045. This is within the range identified for LADWP in 2045 in NREL’s LA100 study, and, given uncertainties  regarding rooftop solar potential, future rate incentives, and other factors,  PWP found these values reasonable for the 2023 IRP.139 Figure 64 shows the estimated solar capacity included in the IRP load forecast.

138 https://emp.lbl.gov/tracking‐the‐sun
139 https://www.nrel.gov/docs/fy21osti/79444‐4.pdf
‐
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Energy (MWh)
AAFS
135
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
109 of 297

Figure 64: Distributed Solar in PWP’s 2023 IRP

12.3.4. Distributed Storage
PWP had 1.4 MW of distributed storage in 2022. The CED suggested 0.5 MW across PWP’s residential and non‐residential sectors in 2023. To calibrate the starting point, PWP’s existing penetration was added to the CED forecast resulting in a starting capacity of 1.9 MW of distributed storage.

It is likely that distributed storage will be paired with distribu ted solar in the future. In the LA100 study, NREL noted that, in 2019, 9.6% of residential PV adopters also installed storage at a storage‐to‐PV capacity ratio of 0.92.140 NREL projected that 91% of residential solar adopters would also install storage by 2045. PWP estimated total storage adoption given its anticipated solar penetration using this heuristic and applied the rate of change embedded in that resulting penetration to its starting point. Overall, this method generated a larger distributed storage capacity than the CED method  estimated, and it produced an estimate more in line with expectations. See Figure 65.

140 https://www.nrel.gov/docs/fy21osti/79444‐4.pdf
0 20
40 60
80 100
120
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Installed Capacity (MW)
Distributed Solar
2023 IRP Historic
136
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
110 of 297

Figure 65: Distributed Storage in 2023 IRP

As a reminder, the method used in PWP’s IRP to leverage the CED helps align its load forecast to the CEC’s expectations.

However, this method is just that – a method. Modifications such as those made for solar and storage adjust the forecast to actual conditions, experience, and expectations specific to PWP.

12.3.5. Time‐of‐Use Rates
The CED method used in the IRP produced a forecast for the impact of TOU rates. As of 2023, PWP does not have the Advanced Metering Infrastructure (AMI) needed to fully benefit from the implementation of TOU rates. PWP may need to  develop  some  form  of  TOU  rate  to  facilitate  a  significant  ex pansion  of  distributed  solar  and  storage  resources  and address the resource cost impacts that will occur. PWP currently estimates that AMI will come online in its full capacity around 2030. Therefore, TOU impacts for PWP’s forecast are only included in 2030 and beyond. Energy and peak impacts are shown in Figure 66 and Figure 67.

0 5
10 15
20 25
30 35
40 2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Installed Capacity (MW)
Distributed Storage
Residential Commerical Historic
137
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
111 of 297

Figure 66: Time‐of‐Use Rates in PWP’s 2023 Integrated Resource Plan

Figure 67: Average Hourly Impact of Time‐of‐Use Rates in PWP’s 2023 Integrated Resource Plan

In addition to the impact of TOU rates, AMI could also help enable additional demand response. AMI would potentially allow PWP the ability to aggregate and control the consumption profile of various consumer devices to support savings for all PWP customers.
(16)
(14)
(12)
(10)
(8)
(6)
(4)
(2)
0 2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Peak (MW) or Energy (MWh)
TOU Rates
Peak (MW) Energy (MWh)
(1.0)
(0.8)
(0.6)
(0.4)
(0.2)

0.0 0.2

0.4 0.6

0.8 1.0
Average Load (MW)
TOU Rates
2030 2035 2040 2045 2050
138
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
112 of 297

12.3.6. Vehicle Electrification
Emissions from transportation constitute the largest source of GHGs in California and represent more than double the GHGs  associated  with  the  electricity  sector. 141  Electrifying  transportation  can  help  reduce  emissions.  California  has aggressive transportation electrification goals. Executive Order B‐48‐18 signed by Governor Brown in 2018 set a target for 5 million zero‐emission vehicles and 250,000 public EV charging stations by 2030.142 In 2020, Governor Newsom set a goal under Executive Order N‐79‐20 for all in‐state sales of new passenger and new medium/heavy‐duty vehicles to be zero‐ emission by 2035 and 2045, respectively. PWP is committed to supporting the transportation electrification goals set by California and align with the GHG emissions reduction  targets outlined in the City’s CAP.

As of 2022, PWP had 9,254 electric‐based (battery EVs, PHEV, and fuel cell EVs) vehicles registered across the eight zip codes in its service territory, which is approximately 7% of all vehicles in PWP’s service territory. 143 Assuming around 3 MWh per vehicle, per year (based on assumptions developed in PWP’s 2021 IRP Update), PWP’s EV load is higher than what the CED would indicate. The IRP load forecast was adjusted to account for the higher initial load in 2023. The 2027 CED forecast was adopted in 2023 and the forecast moved up accordingly. A pproximately 36% of light‐duty vehicles in PWP’s territory are expected to be electric in 2030, and 65% are expected to be electric by 2045. No adjustments were made to the CED’s medium/heavy‐duty EV forecast. Overall, EV charging is 14% of PWP’s CAISO metered ene rgy in 2030 and 28% in 2045, as shown in Figure 68 and Figure 69.

141 https://ww2.arb.ca.gov/ghg‐inventory‐data
142 https://www.cpuc.ca.gov/industries‐and‐topics/electrical‐energy/infrastructure/transportation‐electrification 143 https://www.energy.ca.gov/data‐reports/energy‐almanac/zero‐emission‐vehicle‐and‐infrastructure‐statistics/light‐duty‐vehicle; Used the following zip codes: 91001,91101,91103, 91104, 91105, 91106, 91107, 91123 139
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
113 of 297

Figure 68: Transportation Electrification in PWP’s 2023 Integrated Resource Plan

Figure 69: Light‐Duty Electric Vehicle Penetration in PWP’s 2023 Integrated Resource Plan

Hourly load shapes for the light‐ and medium/heavy‐duty sectors are shown in Figure 70 and Figure 71. These hourly load shapes come from the CED. EV charging load peaks in hour ending (HE) 24, on average each year. The charging shapes indicate that EVs are charging mid‐day and overnight. This could imply, or info rm, some form of TOU rate. If EVs were charged during PWP’s peak hour, PWP’s peak could be 8% higher in 2030 than indicated and 13% higher by 2045. The 2023 IRP assumes that education and voluntary behavior will mitigate the potential impacts of EV charging. However, PWP 0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
‐
50 100
150
200
250
300
350
400
450
500
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Percent
Energy  (GWh)
Transportation Electrification
Light‐Duty EVs (GWh) Medium/Heavy‐Duty EVs (GWh) EVs as % of PWP Load EV as % of Drivers 0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
‐
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041 2043 2045 2047 2049 Percent of Light‐Duty as EVs
Number of Cars
Light‐Duty EV Penetration
Historic 2023 IRP Percent of Light‐Duty as EVs
140
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
114 of 297

will  keep  in  mind  the  potential  impacts  of  EV  charging  and  may  further  investigate  the  potential  to  treat  EV  charging behavior as a tool to reduce overall portfolio costs.

Figure 70: Average Hourly Shape for Light‐Duty Electric Vehicles

Figure 71: Average Hourly Shape for Medium/Heavy‐Duty Electric Vehicles

0 10
20 30
40 50
60 Average Load (MW)
Light‐Duty EVs
2023 2025 2030 2035 2040 2045 2050
0 5
10 15
20 25
30 35Average Load (MW)
Medium/Heavy‐Duty EV Shape
2023 2025 2030 2035 2040 2045 2050
141
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
115 of 297

The average contribution of EV charging to average hourly load in 2030 is shown in Figure 72. EV charging seeks to take advantage of midday opportunities, likely when solar generation is at its highest and market prices are lower. TOU rates can be used to incentivize charging when solar generation is abundant and disincentive it wh en market prices are high.

Figure 72: Average Hourly Load Profile

PUC Section 9621 requires IRPs to discuss rate design, incentives, education, and outreach to achieve the statewide carbon neutrality  goal  by  at  least  2045,  as  set  by  the  2018  Executive  Order  B‐55‐18. 144  PWP  does  not  currently  have transportation‐specific rates for electric vehicles. As further detailed in Electric Vehicles, PWP offers rebates to residential customers for both EVs and EV chargers. PWP also offers rebates on EV chargers for commercial customers. PWP’s website has additional details on these incentives.145 However, given planned AMI deployment, PWP could consider implementing rates for the transportation sector. For example, PWP could consider redesigning demand charges, creating EV‐specific TOU rates, or developing targeted EV tariffs.

PWP  will  likely  consider  rates,  incentives,  customer  education,  and  customer  outreach  to  support  transportation electrification. Electrifying transportation can help achieve California’s carbon re duction goals while also aligning with the City’s CAP. PWP will aim to design programs that decrease costs for EV customers and the overall grid. PWP is committed

144 https://codes.findlaw.com/ca/public‐utilities‐code/puc‐sect‐9621/; https://www.ca.gov/archive/gov39/wp‐ content/uploads/2018/09/9.10.18‐Executive‐Order.pdf
145 https://pwp.cityofpasadena.net/residentialevrebate/; 0 20
40 60
80 100
120
140
160
180
200Average Load (MW)
Average Load Profile in 2030
Light‐EVs Medium/Heavy‐Duty Evs Metered Load
142
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
116 of 297

to ensuring that potential impacts on low‐income customers and disadvantaged communities are a primary consideration when designing such programs.

PWP is also committed to considering the emission reduction opportunities associated with transportation electrification.

PWP estimates that by 2030, more than 33% of its light‐duty fleet in Pasadena could be electric and approximately 65% could be el
ectric by 2045. If the fossil‐fuel vehicles were to remain on the road, the fleet would emit around 0.75 million metric tons of carbon in 2030 and 4.2 million metric tons in 2045.

12.3.7. Climate Change
The CED forecast includes the potential load impacts associated with climate change. Overall, the CED looks at 30 years of history, with  recent years  selected more often. Per  the CED documentation,  baseline peak and energy forecasts were weather‐normalized, and future years were adjusted for anticipated modifications for climate change. Climate change increases overall load expectations. From 2023 through 2050, the effect of cli mate change is about 0.3% of annual metered
energy.

12.3.8. Native Load
Native  load  is  effectively  all  load  that  is  not  represented  in  Section  12.3.  Figure  73  shows  how  PWP’s  native  load  has decreased over time. The CED generally anticipates increases in energy consumption in the future. Pasadena is relatively fully  built  and,  consequently,  expects  little  load  growth  from  expansion.  In  the  2023  IRP  load  forecast,  native  load  is adjusted
to match PWP's historical and peak load data, as well as future expectations for  its more densely developed system. PWP has a 10 MW distributed generator (a customer‐owned distributed energy resource) that has reduced its historical peak load. This facility is anticipated to retire in 2025, so the load forecast was inc reased by 10 MW in this IRP to reflect the facility’s retirement (the facility is modeled as a distributed resource prior to its retirement).

Figure 73: PWP’s Historical Load

‐
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
0 50
100
150
200
250
300
350
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Annual Energy (GWh)
Peak (MW)
PWP Historical Load
Annual Energy (GWh) Peak (MW)
143
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
117 of 297

12.3.9. CAISO Metered Load
Metered load is the load as metered at the transmission interconnection and is the load brought into the CAISO markets.146 Metered load is higher than retail sales because it includes the impact of losses.

Metered load is calculated according to the following equation:

𝑀𝑒𝑡𝑒𝑟𝑒𝑑 𝐿𝑜𝑎𝑑 ൌ ሺ𝑁𝑎𝑡𝑖𝑣𝑒 𝐿𝑜𝑎𝑑 ൅ 𝐿𝑖𝑔ℎ𝑡 𝐷𝑢𝑡𝑦 𝐸𝑉𝑠 ൅ 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑢𝑚 𝑎𝑛𝑑 𝐻𝑒𝑎𝑣𝑦 𝐷𝑢𝑡𝑦 𝐸𝑉𝑠 ൅ 𝐴𝐴𝐹𝑆 ൅ 𝐷𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑡𝑒𝑑 𝑆𝑡𝑜𝑟𝑎𝑔𝑒 ሻ ൅ሺ 𝑇 𝑂 𝑈 𝑅𝑎𝑡𝑒𝑠 ൅ 𝐴𝐴𝐸𝐸 ൅ 𝐷𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑡𝑒𝑑 𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟ሻ Figure 74 shows a comparison between PWP’s forecast and SCE’s forecast from the CED.

Figure 74: Percent of PWP Peak During Southern California Edison’s Peak Percent of PWP Peak During SCE's Peak
Mo
nth  2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  2031  2032  2033  2034  2035 1  99%  98%  91%  90%  93%  92%  95%  91%  90%  89%  86%  90%  87% 2  99%  100%  98%  97%  96%  97%  86%  87%  99%  99%  88%  83%  77% 3  88%  79%  81%  84%  86%  79%  80%  76%  77%  80%  91%  85%  80% 4  89%  80%  75%  68%  81%  77%  75%  75%  72%  76%  80%  78%  72% 5  89%  62%  62%  59%  76%  74%  56%  63%  68%  64%  67%  70%  73% 6  100%  85%  84%  78%  79%  61%  65%  68%  73%  74%  70%  67%  63% 7  100%  82%  89%  85%  100%  72%  73%  73%  62%  68%  65%  66%  62% 8  100%  81%  81%  98%  97%  68%  62%  53%  62%  64%  68%  64%  54% 9  100%  88%  89%  87%  69%  78%  77%  74%  71%  86%  88%  81%  79% 10  100%  77%  86%  79%  78%  73%  79%  73%  76%  64%  72%  80%  81% 11  100%  94%  96%  91%  87%  90%  81%  90%  91%  82%  83%  81%  68% 12  100%  95%  96%  98%  96%  97%  97%  92%  93%  95%  94%  92%  94%

Figure 75 shows PWP’s annual energy and peak forecast. Positive values for energy refer to consumption and negative values refer to avoided energy consumption. Figure 76 provides a graphical representation of CAISO’s energy use. PWP has a load factor of approximately 43%, on average, across the study period. Load factor measures actual energy as  a fraction of what could occur if PWP experiences peak energy usage every hour.

146 This is what the CED refers to as managed net load. 144
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
118 of 297

Figure 75: Load Forecast
Year  Metered Peak
(MW)
Peak
Hour
(HE)
Metered Load
(MWh)
Native Load
(MWh)  AAEE (MWh)  AAFS
(MWh)
Distributed
Storage
(MWh)
Distributed PV
(MWh)
TOU
Rates
(MWh)
Climate
Change
(MWh)
Light‐Duty
EVs (MWh)
Medium/
Heavy‐Duty
EVs (MWh)
2023   330.00  15  1,156,320.00  1,190,015.58  (19,506.21)  2,914.28  406.89  (57,838.32)  ‐  657.59  39,427.81  242.38 2024   332.63  17  1,162,534.86  1,193,110.93  (25,886.41)  4,798.36  500.72  (62,350.33)  ‐  993.75  50,945.23  422.60 2025   335.26  16  1,173,223.68  1,195,460.70  (31,471.95)  6,832.52  590.76  (66,608.08)  ‐  1,332.50  64,260.02  2,827.21 2026   337.90  17  1,185,898.62  1,198,668.53  (36,512.71)  8,429.86  694.40  (71,103.10)  ‐  1,676.94  79,439.30  4,605.41 2027   340.53  17  1,201,518.83  1,201,422.94  (40,983.11)  10,124.06  799.01  (75,793.42)  ‐  2,027.71  96,969.56  6,952.10 2028   343.16  15  1,220,842.31  1,206,299.11  (45,045.88)  11,932.07  914.05  (80,664.81)  ‐  2,379.37  115,251.26  9,777.13 2029   345.79  18  1,241,853.21  1,210,557.08  (48,790.91)  13,819.78  1,032.05  (85,713.68)  ‐  2,735.97  135,436.09  12,776.82 2030   348.42  17  1,265,577.17  1,215,678.99  (52,216.66)  15,789.63  1,165.85  (90,950.17)  (11.60)  3,095.60  157,144.46  15,881.07 2031   351.06  17  1,290,066.51  1,219,706.54  (55,384.83)  17,831.60  1,318.96  (96,365.78)  (12.40)  3,457.98  179,725.54  19,788.91 2032   353.69  17  1,312,076.32  1,226,367.29  (57,721.15)  19,923.91  1,472.71  (101,934.12)  (12.56)  3,821.76  196,481.33  23,677.15 2033   356.32  15  1,333,659.83  1,232,249.48  (60,166.46)  21,927.21  1,642.50  (107,616.56)  (11.98)  4,189.34  211,388.76  30,057.54 2034   358.95  15  1,352,809.51  1,238,103.03  (62,405.96)  23,779.00  1,811.55  (113,373.76)  (11.84)  4,559.49  224,442.33  35,905.66 2035   361.59  15  1,364,639.33  1,238,103.03  (64,333.16)  25,448.24  1,997.00  (119,170.35)  (12.35)  4,931.19  235,736.88  41,938.85 2036   363.39  15  1,375,921.35  1,239,341.14  (65,994.23)  26,855.70  2,184.36  (125,152.00)  (12.67)  5,220.75  245,423.99  48,054.33 2037   365.21  15  1,386,185.48  1,240,580.48  (67,305.27)  28,108.82  2,377.28  (131,237.21)  (12.97)  5,483.60  253,680.04  54,510.72 2038   367.04  15  1,396,148.14  1,241,821.06  (67,777.88)  29,215.40  2,575.85  (137,418.52)  (13.25)  5,720.29  260,685.24  61,339.94 2039   368.87  15  1,405,361.54  1,243,062.88  (68,088.44)  30,185.76  2,780.19  (143,688.31)  (13.50)  5,931.99  266,611.15  68,579.82 2040   370.72  15  1,414,326.69  1,244,305.94  (67,952.51)  31,031.63  2,990.49  (150,038.91)  (13.73)  6,120.21  271,614.17  76,269.39 2041   372.57  15  1,422,855.36  1,245,550.25  (67,755.48)  31,765.27  3,206.93  (156,462.57)  (13.93)  6,286.70  275,833.01  84,445.17 2042   374.43  15  1,430,863.42  1,246,795.80  (67,755.48)  32,398.87  3,429.72  (162,951.52)  (14.12)  6,433.32  279,388.36  93,138.46 2043   376.30  15  1,438,697.53  1,248,042.59  (67,755.48)  32,944.10  3,659.06  (169,497.99)  (14.29)  6,561.97  282,383.89  102,373.67 2044   378.19  15  1,446,483.15  1,249,290.64  (67,755.48)  33,411.83  3,895.15  (176,094.26)  (14.44)  6,674.47  284,907.96  112,167.28 2045   380.08  15  1,454,322.83  1,250,539.93  (67,755.48)  33,812.06  4,138.16  (182,732.67)  (14.58)  6,772.57  287,035.34  122,527.49 2046   381.98  15  1,462,298.13  1,251,790.47  (67,755.48)  34,153.77  4,388.48  (189,405.66)  (14.71)  6,857.92  288,829.13  133,454.20 2047   383.89  18  1,470,471.26  1,253,042.26  (67,755.48)  34,444.98  4,646.28  (196,105.77)  (14.82)  6,932.02  290,342.41  144,939.39 2048   385.81  18  1,478,887.37  1,254,295.30  (67,755.48)  34,692.76  4,911.79  (202,825.71)  (14.92)  6,996.24  291,619.76  156,967.63 2049   387.74  20  1,487,576.57  1,255,549.59  (67,755.48)  34,903.32  5,185.25  (209,558.30)  (15.01)  7,051.80  292,698.60  169,516.80 2050   389.67  20  1,496,555.89  1,256,805.14  (67,755.48)  35,082.04  5,466.86  (216,296.59)  (15.09)  7,099.82  293,610.35  182,558.85

145
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
119 of 297

Figure 76: CAISO Metered Load by Component

CAISO’s metered peak load occurs on the dates and hours shown in Figure 77.

Figure 77: Hour of CAISO Peak Metered Load
Hour of CAISO Peak Metered Load
Year  Month  Day  Hour
2023  9  5  15
2024  9  13  17
2025  8  28  16
2026  8  27  17
2027  9  7  17
2028  9  5  15
2029  8  30  18
2030  9  13  17
2031  8  28  17
2032  9  7  17
2033  9  6  15
(500)
0 500
1,000
1,500
2,000
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Energy (GWh)
CAISO Metered Load
Native Load AAEE AAFS
Distributed Storage Distributed PV TOU Rates
Climate Change Light‐Duty EVs Medium/Heavy‐Duty EVs
Metered Load
146
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
120 of 297

Hour of CAISO Peak Metered Load
Year  Month  Day  Hour
2034  9  5  15
2035  9  4  15
2036  9  4  15
2037  9  4  15
2038  9  4  15
2039  9  4  15
2040  9  4  15
2041  9  4  15
2042  9  4  15
2043  9  4  15
2044  9  4  15
2045  9  4  15
2046  9  4  15
2047  8  30  18
2048  8  30  18
2049  9  4  20
2050  9  4  20

PWP’s energy forecast is compared to previous forecasts in Figure 78. By 2030, the energy forecast in the 2023 IRP is 9% higher than predicted in the 2018 IRP forecast due to increased electrification.

147
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
121 of 297

Figure 78: PWP Load Comparison

PWP’s average hourly load shape for 2023 through 2050 is shown in Figure 79. Load increases in the morning and ramps in the evening. When evaluating future resource potential, PWP will consider its load profile and what resources can help meet load cost effectively.

Figure 79: Average Hourly Load

0 200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Energy (GWh)
CAISO Metered Load
2023 IRP 2019 IRP 2021 IRP Update Historic
0 50
100
150
200
250Average Load (MW)
Average Hourly Load
2023 2025 2030 2035 2040 2045 2050
148
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
122 of 297

In addition to average shape, PWP is mindful of the breakdown of its distribution of load, which is shown in Figure 80 and Figure 81.

Figure 80: Load Duration Curve

Figure 81: Load Duration Curve Inflection Points
Number of Hours by Year
Load Equal or Greater Than  2023  2025  2030  2035  2040  2045  2050 185 MW  745  761  954  1,318  1,609  1,988  2,418
280 MW  22  44  73  140  164  204  250
330 MW  1  2  5  25  37  46  55
Percent of Hours by Year
Load Equal or Greater Than  2023  2025  2030  2035  2040  2045  2050 185 MW  9%  9%  11%  15%  18%  23%  28%
280 MW  0%  1%  1%  2%  2%  2%  3%
330 MW  0%  0%  0%  0%  0%  1%  1%

PWP’s system needs to be designed to meet load in all hours. Certain hours of the year can drive resource planning needs. ‐
50 100
150
200
250
300
350
400
450
1 238
475
712
949
1186
1423
1660
1897
2134
2371
2608
2845
3082
3319
3556
3793
4030
4267
4504
4741
4978
5215
5452
5689
5926
6163
6400
6637
6874
7111
7348
7585
7822
8059
8296
8533
Metered Load (MW)
Hour
Load Duration Curve
2023 2025 2030 2034 2040 2045 2050
149
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
123 of 297

13. Transmission and Distribution

13.1. Bulk Transmission System
CAISO was created in 1998 to manage the portions of the regional transmission grid owned and operated by the IOUs specifically, PG&E, SDG&E, and SCE. As a CAISO‐certified Scheduling Coordinator and PTO, PWP’s owned and contracted transmission rights have been delegated to CAISO for operation and planning.

The PWP system interconnects to the CAI SO power grid at the T.M. Goodrich substation (Goodrich). Power is received via two 220kV transmission lines from SCE’s Mesa and Gould substations, which are located southeast and north of Pasadena, respectively. The 220kV equipment at Goodrich is owned by PWP but maintained and operated by SCE under CAISO’s direction.  Contractually,  the  G
oodrich  interconnection  may  import  up  to  336  MW.  However,  the  import  capacity  is currently limited to 280 MW so that PWP can address N‐1 contingency operations under its distribution system limitations.

N‐1 is an industry planning standard that ensures continued operation in the event a system’s single largest element fails.

13.2. Bulk Transmission Planning
CAISO’s  annual  transmission  plan  is  an  evaluation  of  grid  reliability  requirements,  upgrades  required  to  achieve  State policy goals, and potential projects that could bring economic benefits to consumers. The system reliability assessment included  in  the  2022‐2023  plan  raises  no  concerns  that  would  require  any  new  corrective  action  plans  to  meet  NERC requirements
. Since PWP does not operate any part of the bulk transmission system, there are no identified transmission concerns that need to be addressed in the 2023 IRP.

13.3. Distribution System Planning
PWP’s  electric  distribution  system  consists  of  three  receiving  stations  (Goodrich,  Glenarm,  and  Santa  Anita)  and  nine distribution substations. Imported power from CAISO is delivered into the PWP system at Goodrich through three 112 MVA  power  transformers  that  step  the  voltage  down  from  220kV  to  34.5kV.  PWP  also  has  a  40  MW,  34.5kV interconnection
between Glenarm Receiving Station and LADWP’s St. John Receiving Station, which is located west of Pasadena.  PWP’s  Glenarm  Power  Plant  (Glenarm)  includes  five  generating  units  that  connect  to  Glenarm  Receiving Station.  The  St.  John  interconnection  is  currently  not  synchronized  with  the  PWP  distribution  system  and,  therefore, cannot be operated in parallel  to PWP’s connection to the CAISO grid. Its use is limited to emergencies or CAISO‐mandated load curtailment requirements. See Figure 82.

150
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
124 of 297

Figure 82. Simplified Diagram of PWP's Sub‐Transmission System

PWP utilizes an underground 34.5kV sub‐transmission system, and a combination of overhead and underground 4kV and 17kV systems, to deliver electricity to customers through the distribution substations.

The  73‐circuit‐mile  underground  sub‐transmission  network  is  comprised  of  285  miles  of  34.5kV  cable.  The  network includes eight 34.5kV circuits that form the cross‐town backbone of the sub‐transmission system and connect directly from Goodrich throu
gh the Santa Anita Substation to Glenarm Substation. The design of the 34.5kV substations are double bus/double breaker, which provides operating flexibility and a high level of reliability.

In coordination with the 2018 IRP, PWP developed a Power Delivery Master Plan (PDMP), which  was approved by the Pasadena City Council in June 2022. The PDMP provides a high‐level guide for planning, operating, and maintaining PWP’s electric distribution system over the next 20 years. It describes the utility’s infrastructure, assesses its current condition, and provides an ambitious long‐term capital improvement plan of projects designed to e nhance reliability, safety, and cost effectiveness. The PDMP describes PWP’s electric distribution system as reliable, despite aging infrastructure, and identifies a few crucial areas that need to be addressed systematically.

The PDMP specifically identifies several improvements directly related to the 2023 IRP. As previously stated, PWP  has a contractual ability to import up to 336 MW, but it is limited to 280 MW due to distribution system limitations. The primary limitations are Goodrich transformer capacities, 34.5kV sub‐transmission system power flow constraints, and high short circuit duty (~40 kA). The PDMP outlines the following in itiatives for implementation on PWP’s sub‐transmission system to address these issues:
151
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
125 of 297

 Within five years, upgrade the capacity and protection of the 34.5kV mini‐cross‐town sub‐transmission lines that connect  Glenarm  and  Santa  Anita  Receiving  Stations  through  the  distribution  substations  to  increase  overall system power flow capability. Once the lines are upgraded, they would be reconfigured to create a second cross‐ town connection for redu
ndancy and improved capacity. This upgrade is necessary before PWP can perform the sub‐transmission  line  replacement  work  between  Glenarm  and  Santa  Anita  Receiving  Station  described  in  the following bullet.
 Replace/upgrade  the  four  aging  34.5kV  cross‐town  sub‐transmission  lines  between  Glenarm  and  Santa  Anita Receiving Stations.
 Upgrade the 220kV/34.5kV G
oodrich transformers at the interconnection with CAISO to increase PWP’s power import capacity from 280 MW to the contractual 336 MW import limit.  Reduce the short circuit duty in the 34.5kV sub‐transmission system to ~25 kA. To accomplish this, PWP plans to split the 34.5kV sub‐transm ission system electrically in coordination with the Goodrich transformer upgrades. This would significantly reduce potential damage to PWP’s sub‐transmission and distribution assets should faults (short circuits) occur.

These projects would not be completed simultaneously, rather they would be completed in operational order and/or in a manner that best minimizes communi ty impacts. The collective scope is expected to be completed within 10 years.

The upgrades would not only improve system reliability and longevity, but also facilitate the growth of DER utility‐scale energy  storage  and  utility‐side  renewable  energy  projects,  such  as  community  solar,  within  the  PWP  system.  Precise locations,  types,  sizes  and  installation
dates  of  new  generation  and  storage  projects  connected  to  PWP’s  distribution system have yet to be determined and will require the PDMP be revised to address distribution system impacts based upon incremental engineering evaluations.

14. Localized Pollutants and Disadvantaged Communities
PWP recognizes that air pollution represents only one of the possible community impacts of supplying electric service to its customers. While the remainder of this section focuses on air quality, PWP remains committed to holistic mindfulness of the communities it serves, including noise and traffic ramifications of its utility operations. In so doing, PWP continually strives to perform as
a good neighbor – not only in the present but also in charting and realizing Pasadena’s energy future.

As directed by SB 535, the CalEPA defines and designates Disadvantaged Area Communities (DACs) based on geographic, socioeconomic, public health, and environmental hazard criteria. CalEPA’s CalEnvironScreen uses U.S. Census data and 21 indica
tors to identify communities most affected by various sources of pollution. DACs are considered California’s most environmentally burdened areas, so  CARB’s GHG programs such as  Cap‐and‐Trade and the Low  Carbon Fuel Standard (LCFS) tend to concentrate their investments in these communities to improve public  health, quality of life, and economic opportunities  in  underserved  areas.  According  to  CalEnvironScreen,  PWP’s  service  territory  includes  one  DAC.  This location, shown Figure 83, encompasses 0.6 square miles in northwest Pasadena and includes a population of more than 6,000 people.

152
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
126 of 297

Figure 83: PWP’s CalEnvironScreen 4.0 Identified Disadvantaged Area Communities

Source: CalEnvironScreen 4.0

14.1. Emissions Reduction
Glenarm, the only utility‐scale generating station in Pasadena for PWP, is located outside this DAC. Nonetheless, PWP has been aggressively reducing its emissions footprint and cutting emissions below the limits set by SB 32 and AB 1279 to benefit all area communities. PWP had reduced emissions from its power supply portfolio by 50% compared to 1990 levels by the end of 2021. In Janu
ary 2023, the Pasadena City Council adopted Resolution 9977, which sets a more ambitious goal of 100% zero‐carbon energy resources by 2030, thereby accelerating the 2045 state target by 15 years. Resolution 9977 directs PWP to use the 2023 IRP process  to define multiple paths to this goal in a way that optimizes stability, service reliability, affordability, and rate equity.

Following  its  core  mission,  PWP  constructs,  operates,  and  maintains  its  power  system  facilities  to  provide  stable  and reliable electric service to all its customers, regardless of their respective locations. By also actively promoting rate  equity, 153
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
127 of 297

PWP provides a benefit of special importance to its DAC area. As noted in the IRP Executive Summary, PWP will explore additional actions that would support the overall carbon reduction goals of the IRP including:
 Perform a rate design study that explores various options working to further address rate equity.  Explore expansion of distribute
d energy resources, both customer‐ and utility‐owned.
 Evaluate possible changes to customer incentives or subsidies, including low‐income assistance.

Prioritizing the DAC and rate equity is essential as PWP undergoes planning and implementation of clean energy projects and programs. Additionally, this effort will be done in compliance with regulatory requirements under SB 32,  SB 585, AB 1279, and other applicable statutes.

14.2. Expanding Transportation Electrification in Pasadena’s DAC For more than a decade, PWP has helped support EV adoption in the community by installing EV supply equipment for both fleet and public use. Pasadena has one of the nation’s highest percentages of registered EVs.

As a participant in the CARB’s LCFS program since 2016, PWP receives credits for usage on EV supply equipment and then can  sell  cre
dits  to  transportation  fuel  producers  and  importers  who  have  met  specified  average  carbon  intensity requirements  for  fuel  according  to  CARB’s regulations.  PWP  directs  a  percentage  of  LCFS  program  credit  proceeds  to projects  and  services  that  directly  benefit  qualified  DACs  and/or  low‐income  customers.  In  accordance  with  the  LCFS regulation,  PWP  allocate
d  30%  of  LCFS  proceeds  to  qualifying  programs  and  projects  in  calendar  year  2022.  This requirement increased to 40% in calendar year 2023 and will increase to 50% in 2024 and subsequent years.

Although pandemic‐related supply chain issues have delayed PWP’s overall LCFS project timelines, most of these projects progressed in calendar year
2022, including the start of construction of 25 public EV chargers at Robinson Park Recreation Center in northwest Pasadena. The project, which is scheduled to be completed and become operational by December 2023, will provide the DAC with convenient, freeway‐accessible charging to encou rage EV adoption in the area. PWP has also installed three public chargers at the entrance of the City Maintenance Yards, also located in northwest Pasadena, which  is  home  base  for  a  majority  of  the  heavy‐duty  and  light‐duty  fleet  vehicles  that  PWP  and  the  Public  Works Department  operate.  Thes
e  three  public  chargers  add  to  the  55  existing  employee  vehicle  and  fleet  chargers  located directly on the facility grounds. Moreover, the Advanced Clean Fleets rule recently developed by CARB requires that 50% of new fleet purchases be qualifying zero emission vehicles (ZEV) by 2024. This requirement increases to 100% effective 2027 and will contribute
significantly toward overall emissions reduction in the DAC and its surrounding neighborhoods.

Both budgetarily and operationally, PWP is fulfilling its DAC requirements under SB 535 and the LCFS.

14.2.1. EV Rebates and Incentives
To expand interest in EV adoption throughout the community, PWP has long offered incentives for the purchase or lease of an EV or  EV equipment,  with rebates  issued in  calendar year 2022 more than  double rebates in  the  previous year.

Income‐qualified  customers  are  eligible  for  additional  rebates  to  help  improve  the  affordability  of  an  EV  investment.

Likewise,  co
mmercial  customers  that  install  EV  equipment  in  DAC  locations  and  income‐qualified  structures  become eligible for additional incentives to encourage and support EV adoption in Pasadena’s disadvantaged communities. 154
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
128 of 297

In  2023,  PWP  launched  an  e‐Bike  rebate  pilot  program,  which  will  further  incentivize  adoption  of  affordable  clean transportation options. The program was fully subscribed in fall 2023.  Looking  forward, the City will evaluate the pilot program results, benefits and challenges for future discussion of this and similar programs.

14.2.2. Efficiency and Assistance Programs
PWP offers numerous programs supporting both the DAC and income‐qualified customers throughout the community.

Chapter 6 of the IRP (Existing Policies and Programs) outlines these programs. The descriptions in the following subsections highlight several key programs available to these customers.  Aside from programs exclusively open to income‐qualified customers, PWP offers these programs to all customers.  That said, th e income‐qualified  programs particularly benefit DAC/LI customers.

14.2.2.1. Bill Assistance
The EUAP, together with the CARES and CARES Plus programs, provide monthly bill assistance to residents, seniors, and disabled customers who meet income requirements based on household size. Additionally, Project A.P.P.L.E. (Assisting Pasadena People with Limited Emergencies) provides a one‐time payment assistance to any income‐qualified residential customer who faces the risk of power disconnection du e to non‐payment. The Medical Equipment Assistance Program provides  a  monthly  bill  credit  to  any  residential  electric  customer  who  operates  eligible  electric‐powered  medical equipment, regardless of income.

PWP  also  provides  information  on  other  available  state  and  federal  assistance  programs  to  expand  options  for  those experiencing financial hardships.
14 .2.2.2. Energy Efficiency and Electrification Incentives and Services Residential customers are eligible to receive rebates and services for energy efficient appliances and home improvements that help reduce GHG emissions. The Home Energy Rebate Program (HIP) provides incentives for the purchase of ENERGY STAR®‐certified appliances and other qualifying all‐electric equipment, as well as home insulation and air conditioning measures. The program also offers additional incentives and benefi ts to eligible income‐qualified customers.

14.2.2.3. Whole House Services
PWP  offers  various  direct  installation  programs  that  help  qualifying  homeowners  improve  overall  home  comfort  and efficiency. Both PWP’s HIP and SoCalGas’ ESAP provide no‐cost home efficiency evaluations, installations, and upgrades that include LED lighting, air‐conditioning tune‐ups, weatherization, high efficiency toilets, smart thermostats, and smart irrigation  systems.  The  Under  One  Roof  Program  provides  qualifying  residents  with  gu idance  on  program  eligibility requirements and assistance with service coordination on all City efficiency and home improvement programs.

Income‐qualified residents are also eligible to receive general home maintenance services such as painting, wheelchair ramp installations, and broken window replacements through the City’s MASH Program. Pasadena’s Housing Department has  also  partnered  with  Neighborhood  Housing  Services  of  Los  Angeles  County  to  offer  low/no‐interest  home rehabilitation loans through
HELP. Maintenance is an important step in improving home efficiency, and PWP is committed to providing an array of resource and assistance options to all members of the community. 155
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
129 of 297

14.2.2.4. Energy and Water Usage Reports
To  help  residential  electric  customers  gain  a  better  understanding  of  how  personal  energy  and  water  consumption compares to that of similar neighborhood residents, PWP provides quarterly home energy and water reports that provide customer‐specific savings tips and neighborhood comparisons to motivate efficient practices and behaviors.

14.2.2.5. Commercial Programs
WeDIP, available since 2013, provides no‐cost water and energy efficiency upgrades to small business customers who may not have the time or financial resources to participate in PWP’s large commercial customer efficiency rebate programs.

Through a $1.2 million grant from the California Department of Water Resources, WeDIP was expanded in 2018 to include medium
‐sized businesses, with 76% of the grant funding directed to small‐ and medium‐ sized businesses within a DAC census tract. Additional information on PWP’s programs is included on its website.147

14.3. Supporting Underserved Communities in the Future
PWP will continue to tailor education, outreach, and programs to engage and benefit low‐income customers and its DAC census tract to ensure its customers have the opportunity to help reduce Pasadena’s carbon footprint.

15. Defining Scenarios

15.1. Scenarios vs. Sensitivities
PWP is required to file a resource plan with the CEC that complies with various state requirements, including PUC Section 9621. However, the CEC also encourages POUs like PWP to evaluate scenarios and sensitivities to consider the feasibility, cost effectiveness, and rate impacts of alternative options.

In its 2018 IRP  guidelines, the CEC defines  a scenario as  “a set of assumptions about future  conditions used in power system modeling performed to support generation or transmission planning” and a sensitivity study as “a technique that determines how scenario analysis changes when an assumption is varied with all other scenario assumptions unchanged.” In  other  words,  a  scenario  produces  a  combin ation  of  resources  built  over  time  that  aim  to  optimally  meet  energy, capacity,  and  environmental  goals.  Sensitivities  stress  scenarios  to  see  how  they  would  perform  under  different conditions.

In the 2023 IRP, PWP studied five scenarios and one emerging technology scenario. PWP also elected to model the five scenarios under four sensi
tivities. See Figure 84 for a primer on how PWP regarded the five scenarios versus the emerging technology scenario versus sensitivities.

147 https://pwp.cityofpasadena.net/savemoney/
156
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
130 of 297

Figure 84: Scenario vs. Emerging Technology Scenario vs. Sensitivity Scenario    Emerging Technology Scenario    Sensitivity  A  mix  of  resources  optimized
under given conditions
 An avoided cost study
 Load is shifted, and new
resource mixes are created
 The emphasis is not on what is
installed, but on the cost
differences
 This quantifies a potential
maximum financial value to PWP
for a specified load or peak
reduction
 A stress of variables applied to
scenarios

On January 30, 2023, the Pasadena City Council approved Resolution 9977, declaring a Climate Emergency and setting a policy goal to reach 100% carbon‐free electricity by the end of 2030. Resolution 9977 further directs PWP to use the 2023 IRP process to plan multiple pathways to meet this goal while optimizing affordability, rate equity, stability, and reliabil ity.

As a result of this resolution, the 2023 IRP serves not only to meet CEC obligations but also to launch PWP’s investigation into planning and operating a carbon‐free system.

PWP has the following two objectives of note for the 2023 IRP:
 File an IRP with the CEC as required by stat
ute every five years
 Plan multiple approaches to transition to the goal of 100% carbon‐free sources by the end of 2030, and optimize affordability, rate equity, stability and reliability

The second objective is likely one of the most ambitious decarbonization goals in the world, and far more aggressive than the ambitious California’s 100% Clean Energy goals.  As identified in the SB 100 Scoping Plan, the State’s plan relies upon
unprecedented  build  rates  of  renewable  resources,  as  well  as  comprehensive  electric  grid  transmission  additions  to accomplish a 2045 target implementation date.

PWP acknowledges that wo
rking towards achieving such a goal will require intensive and concentrated efforts that stretch across CAISO processes, CEC planning and coordination with government agencies across the state.  While PWP must file an IRP by the end of 2023 to remain in compliance with state regulations, PWP anticipates continui ng its demonstrated decarbonization trend, as GHG reductions of 68% have been realized as compared to 1990 levels. Therefore, the 2023 IRP represents its initial planning effort to contextualize what a carbon‐free transition could entail. PWP will conduct further economic, reliability, rate, environmental, and other studies to help identify risks and opportunities.

15.2. Important Definitions for Scenarios
There are important definitions to note related to scenarios. The scenarios differentiate between internal and external resources. PWP’s service territory is internal, whereas the grid outside its territory is external. See Figure 85.

157
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
131 of 297

Figure 85: Internal vs. External
Internal    External
PWP is modeled as an area with load and its Glenarm
power plant.  Load is adjusted to include the impacts of energy efficiency, electric vehicles, distributed solar, and distributed storage. The IRP will refer to everything in this area as “internal.” This area is PWP’s service
territory.

Goodrich is PWP’s connection to the larger energy
markets within California. Goodrich is modeled as a
connection to these larger markets. The larger market is the grid outside of PWP's service territory and is
referred to as the external area.

PWP also categorizes resources as utility‐scale, residential, commercial, distributed, or community. See Figure 86 for a brief description of each category. Additional information on NREL’s 2022 ATB, as referenced in Figure 86, is available online.148

148 https://atb.nrel.gov/
158
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
132 of 297

Figure 86: Utility‐Scale or Distributed?

Utility‐Scale
Installed in
larger sizes,
so less
expensive
from a per‐
unit
installation
viewpoint
In NREL's
2022 ATB,
utility‐scale
PV is 100
MW and
battery
storage is 60
MW (240
MWh)
A limited
amount can
be installed
internally,
and more
can be
installed
externally
Community
These are
utility‐scale
resources
installed for
subscribers
within the
community
Typically
support a
green or
clean rate
program
Can be
installed
internally in
the 2023 IRP
Distributed
Installed in
smaller sizes,
so more
expensive
from a per‐
unit
installation
viewpoint
Installed
Internal to
PWP
Commercial
A subset of
distributed
resources
installed in a
commerical
space
In NREL's 2022
ATB,
commerical
solar is sized at
200 kW, and
commerical
batteries at
600 kW (2,400
kWh)
Residential
A subset of
distributed
sresources
installed in
residential
space
In NREL's 2022
ATB,
residential
solar is sized at

7.15 kW, and
residential
batteries at 5
kW (20 kWh)
159
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
133 of 297

Resolution 9977 requests carbon‐free sources by the end of 2030. While renewable and zero‐carbon are phrases defined by California, carbon‐free is a concept developed by PWP. See Figure 87. PWP defined carbon‐free resources as those that do not emit any carbon. This excludes some resources that California defines as renewable and, by that distinction, also as zero‐carbon. PWP and its stakeholders also defined the goal as hourly for the purposes of the 2023 IRP. RECs, offsets,
or other financial tools were not permitted.

Figure 87: Renewable vs. Zero‐Carbon vs. Carbon‐Free
Renewable  Zero‐Carbon  Carbon‐Free
Who defines this?  California  California  2023 IRP
Includes (examples)  Wind, solar, geothermal,
renewable‐powered fuel
cells, landfill gas, biogas
Wind, solar, geothermal,
renewable powered fuel
cells, landfill gas, biogas,
hydroelectric, nuclear,
carbon‐capture
Wind, solar, geothermal,
renewable‐powered fuel
cells, hydroelectric,
nuclear, storage (if
charged by carbon‐free
energy)
Excludes (examples)  Fossil  Fossil  Fossil
Landfill gas, biogas,
current carbon capture
technology
Measured  Annually  Annually  Hourly
Source of Requirement?  SB 100  SB 1020  Resolution 9977

Scenario  analysis  in  the  2023  IRP  helps  PWP  identify  risks,  opportunities,  and  inflection  points.  In  the  2023  IRP,  PWP assumed different ways to achieve a carbon‐free resource portfolio by 2030. Four of the scenarios (including Scenario 6) follow  the  Resolution  9977  direction  to  study  a  carbon‐free  system,  while  one  scenario  (Scenario  4)  follows  state requirements
. Scenario 5 studies the impact of a carbon tax. Figure 88 includes the list of scenarios.

160
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
134 of 297

Figure 88: Scenarios

Each  scenario  generated  a  least‐cost,  best‐fit  resource  mix  within  the  constraints  of  its  assumptions.  The  IRP  used  an industry‐standard planning model, EnCompass, by Anchor Power Solutions. See Section 10.2 of the IRP for more details on the model. The scenarios are further described in the following subsections.

15.3. Scenario 1: 100% Carbon‐Free by 2030 with No Limit on Internal Resources In addition to all relevant regulatory requirements, PWP will seek to meet 100% of its hourly energy load with carbon‐free resources. Carbon‐free resources include onshore wind, offshore wind, solar, and renewable hydrogen‐powered fuel cells, but do not include natural gas, landfill gas, biofuel, or market purchases. Different durations of battery stor age can also meet capacity needs. Battery storage should be charged by carbon‐free resources post‐2030.

PWP  has  a  limited  amount  of  space  available  within  its  service  territory  to  site  new  generation  or  storage  facilities.

However, this scenario allows for a virtually unlimited number of resources to be located intern al to PWP. The results of this scenario demonstrate the types and aggregate sizes of resources needed to meet its load every hour with carbon‐free resources. This serves as the foundation for what PWP could seek to acquire, in practice. This may also help PWP identify the number, sizes, and scale of facilities needed.

15.4. Scenario 2: 100% Carbon‐Free by 2030 with a Limit on Internal Resources PWP has a limited amount of space available within its service territory to site new generation or storage facilities. Based on  best‐available  information  and  estimates,  PWP  believes  it  can  site  200  MW  of  4‐hour  storage,  150  MW  of  6‐hour storage, 100 MW of 8‐hour storage, or 50 MW of 10‐hour storage in its service territory. PWP also belie ves it could site up to 5 MW of hydrogen‐powered fuel cells and 5 MW of utility‐scale (community) solar. This scenario sets these limits as the maximum amounts of these internal resources that PWP could choose. In other words, the model could el ect to install up to those amounts of resources internally. If those limits bind (i.e., if the results maximize any one of those limits), the model would seek to install the next best thing. This could be residential or commercial solar or storage within PWP’s Scenario 1: 100% Carbon Free by 2030 with No Limit on Internal Resources Scenario 2: 100% Carbon Free by 2030 with a Limit on Internal Resources Scenario 3: 100% Carbon Free by 2030 with a Limit on Internal Resources and Doubled Distributed Resources Scenario 4: Reference Case (SB1020)
Scenario 5: Reference Case + Social Cost of Carbon (SB1020 + SCC) Scenario 6: Emerging Technologies Study Scenario
161
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
135 of 297

service territory, or carbon‐free resources located external to PWP that PWP could import through Goodrich. Should the space constraints detailed in Scenario 2 arise in practice, PWP could consider how to proceed.

15.5. Scenario 3: 100% Carbon‐Free by 2030 with a Limit on Internal Resources and Doubled Distributed Resources
This scenario copies the  carbon‐free goals  and internal resource availability assumptions  mentioned in Scenario 2  but doubles the amount of distributed solar and storage embedded in the load forecast. See Figure 89. The distributed solar and storage capacity embedded in the load forecast represents PWP’s estimate of what will happen naturally given current incentives and state t
rends. In this scenario, PWP also adds that amount online as resources. The doubling of distributed solar and storage assumes a decision to prioritize customer‐side resources.

Figure 89: Distributed Resources in Load Forecast
Installed Capacity of Distributed Resources in Load Forecast (MW) Year  Distributed Solar  Distributed Storage
2023  30  2
2024  32  2
2025  34  3
2026  37  3
2027  39  4
2028  42  4
2029  44  5
2030  47  6
2031  50  7
2032  53  8
2033  56  9
2034  59  9
2035  62  11
2036  65  12
2037  68  13
2038  71  14
2039  74  15
2040  78  17
2041  81  18
2042  84  20
2043  88  21
2044  91  23
2045  95  25
2046  98  26
2047  102  28
2048  105  30
2049  108  32
162
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
136 of 297

Installed Capacity of Distributed Resources in Load Forecast (MW) Year  Distributed Solar  Distributed Storage
2050  112  34

Across all scenarios, all resources have associated costs. The IRP presumes that DER already included in the load forecast puts no incremental cost burden on PWP. Additional DER would come at an additional cost, and the IRP identifies this cost component for informational guidance.

15.6. Scenario 4: Reference Case (SB 1020)
This scenario demonstrates PWP’s ability to comply, or exceed with all applicable state regulatory mandates, including the following:
 Utility‐specific  GHG  reduction  targets  established  by  CARB  that  reflect  the  electricity  sector’s  achievement  of economy‐wide GHG emissions reductions of 40% lower than 1990 levels by 2030  Renewable energy procurement target of 60% by 2030
 100% renewa
ble resource and zero‐carbon goal by the end of 2045

Scenario 4 gives PWP a base case against which to compare other scenarios.

15.7. Scenario 5: Reference Case + Social Cost of Carbon (SB 1020 + SCC) PWP meets all relevant regulatory requirements. Also, a hypothetical additional carbon tax based on the SCC applies to all carbon‐generating resources. The SCC is a dollar value estimate of the damage to society caused by CO2 emissions. PWP referred to an estimate developed by the EPA in 2022. See Figure 90149. PWP used the 1.5% discount rate in this estimate, which generates the highest SCC for study purposes.

149 https://www.epa.gov/controlling‐air‐pollution‐oil‐and‐natural‐gas‐industry/epa‐issues‐supplemental‐proposal‐reduce 163
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
137 of 297

Figure 90: Social Cost of Carbon

Carbon‐producing resources  include  natural gas, landfill gas, biogas, and market purchases. The  IRP assumed  that  the carbon‐intensity  of  the  market  declines  over  time,  as  carbon‐emitting  resources  are  replaced  by  lower‐emitting alternatives. PWP adopted the market estimate using NREL’s Cambium 2022 mid‐case data, depicted in Figure 91.150

150 https://scenarioviewer.nrel.gov/
‐
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1,000
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
$Nominal/Short Ton of Carbon
Social Cost of Carbon

2.5% Discount Rate 2% Discount Rate 1.5% Discount Rate
164
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
138 of 297

Figure 91: Carbon Intensity of CAISO

Scenario 5 allows the capacity associated with carbon‐producing resources to help meet overall requirements. However, the carbon tax would, in theory, encourage additional renewable generation to replace carbon‐emitting resources.

15.8. Scenario 6: Emerging Technology Study
Emerging  technologies  represent  opportunities  to  achieve  carbon‐free  goals  at  lower  costs  and  greater  reliability.

Emerging technologies is a general term referring to technologies that may become available during the IRP Study Period (2023 through 2050). Figure 92 shows examples of potential emerging technologies.

Figure 92: Potential Emerging Technologies

Emerging technologies, by nature, are not currently available commercially. Therefore, PWP does not have the data on costs and operational parameters that it has for more advanced technologies. ‐
100
200
300
400
500
600
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Pounds of Carbon/MWh
CAISO's Carbon Intensity
Long‐Duration
Energy Storage
Hydrogen Burning
Engines and
Turbines
Demand Response
Tools
Energy Efficiency
Tools
Small Modular
Nuclear Reactors
Carbon Capture
and Sequestration
Different Energy
Storage
Chemistries
Technology
Intersections With
Other Industries
165
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
139 of 297

PWP  seeks  to  be  a  leader  in  making  and  achieving  carbon  reduction  goals.  To  support  this,  PWP  ran  an  Emerging Technology Scenario. This is an additional scenario that evaluates the impacts of emerging technologies on a single given scenario, which is Scenario 2 in this IRP. Scenario 2 is the most constrained in terms of new resou rces that can be installed.

As a result, the value of emerging technologies to PWP may be highest in Scenario 2.

While  PWP  cannot  predict  what  emerging  technologies  could  best  help  it  achieve  its  carbon  reduction  goals  cost effectively, the following are two performance traits of particular int erest to PWP:
 Less energy usage overall
 Examples include energy efficiency, distributed resources, a base load plant, etc.  Less energy usage at net peak load times
 Examples include demand response technologies, long‐duration energy storage, dispatchable clean technologies, etc.

In the Emerging Technology Scenario, PWP sought answe rs to the following questions:
 What is the proxy value to reduce energy and peak load across all hours of a year by 1%, 2%, or 3%?  What is the proxy value to reduce the top 0.5%, 1%, and 1.5% of peak load hours each year by 30 MW?

To answer these quest
ions, PWP ran two series of studies: an energy efficiency proxy study and a demand response proxy study.

15.8.1. Scenario 6: Energy Efficiency Proxy
In the first study under Scenario 6, PWP’s load is reduced by 0.5%, 1%, and 2% across all hours of the year for a given scenario (in this case Scenario 2). The cost difference between these results and the original scenario result is a potential maximum value to PWP for technologies that reduce overall load.

Scenario 2 is the most constrained
scenario, which results in a higher bound of financial value to PWP for an emerging technology that reduces load.

15.8.2. Scenario 6: Demand Response Proxy
In this second study under scenario 6, PWP’s load is reduced by 30 MW (approximately 10% of its peak load) across the top 0.5%, 1%, and 2% of load hours each year. The cost differences between these results and that of the original scenario is a higher bound of value to PWP for technologies that reduce loa d during peak hours. Again, PWP conducted this study on Scenario 2.

15.9. Modeling a Carbon‐Free Resource Scenario
Resolution  9977  requests  that  the  IRP  plan  multiple  approaches  to  meet  the  City’s policy  goal  of  sourcing  100%  of Pasadena’s electricity from carbon‐free sources by the end of 2030. PWP is part of CAISO and, as such, PWP needs to consider its carbon emissions in the context of its interactions with CAISO.

The carbon associated with CAISO market purc
hases can be assessed in at least the following two ways:
166
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
140 of 297

 Average
 There are different resource types producing energy. The energy generation over one year can translate to an average emission rate. A forecasted estimate of CAISO’s carbon intensity is shown in Figure 91.  Marginal
 The carbon intensity of CAISO could also default to the carbon intensity of natural gas. This has historically been the last resource to go online to meet load.

Given that the market has embe
dded carbon, PWP wanted to understand how it could replace market purchases with traceable, carbon‐free energy. To be carbon‐free on an hourly basis, PWP would need to purchase enough zero‐carb on resources to avoid CAISO purchases in each hour of the year.

In modeling PWP’s carbon‐free system, the 2023 IRP made the following assumptions:
 Glenarm and Magnolia are retired December 31, 2029
 The debt associated with Glenarm must be repaid. There is an estimated $85 million in outstanding debt associated
with Glenarm that was not included in the modeling.  Additionally, any decisions regarding Glenarm operations would be subject to CAISO in‐depth analysis, which is based in part on NERC reliability standards.
 Glenarm does not require fuel source modification, adaptation, or conversion for Scenarios 4 and

5.   The Carbon‐Free Scenarios require Glenarm to be either replaced, converted, or adapted with carbon‐free  dispatcha
ble  alternatives  such  as  carbon  capture,  green  hydrogen,  biofuels  or  other future technologies as they emerge, and prior to 2030
 Magnolia’s contract runs through June 30, 2036. There may be fees, must‐take, or other financial obligations associated
with an early exit. Participation in this project is through SCPPA and requires an in‐ depth analysis and potential bilateral negotiations with other SCPPA project participants.  No biogas as a new resource starting in 2030
 No market access – assume the average emission rate for carbon

From a planni
ng perspective, PWP operationally modeled its system as an island to avoid the markets inherent carbon content (i.e., without CAISO access). However, PWP currently interacts daily with CAISO. The differences between these approaches is shown in Figure 93.

Figure 93: Island vs. Market Access
Island  Energy Market Access
Modeling  PWP adds resources so it can operate a
reliable, 100% carbon‐free system on an
hourly basis.

Once the resources are selected as though PWP
is an island, they can dispatch within the CAISO
markets.

Carbon Implications  PWP can meet its load with carbon‐free resources each hour.

Resources may dispatch differently given market
signals. Market interactions come with carbon
implications.
167
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
141 of 297

Island  Energy Market Access
Cost Implications  Scenario costs will appear higher. This is the high bookend.

PWP’s resources cannot sell excess
energy to the market.

Scenario costs will appear higher. This is the low
bookend. PWP’s resources could sell excess
energy to the market. Given that many factors
influence revenue earned in the markets, PWP
may need to study other cost implications to
answer the question, “What is excess worth?”

15.10. PWP’s Starting Position
PWP has an existing fleet of owned and contracted resources that help meet energy, capacity, and environmental needs.

PWP’s existing installed capacity is shown in Figure 94.

Figure 94: PWP’s Existing Cumulative Installed Capacity 2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  2031
Total Existing Resources  407  405  337  337  287  287  287  282  271 Existing Coal  108  108  0  0  0  0  0  0  0
Existing Natural Gas Combined Cycle  80  80  130  130  80  80  80  80  80 Intermountain Repower NG  0  0  50  50  0  0  0  0  0
GT ‐ 5  66  66  66  66  66  66  66  66  66
Magnolia  14  14  14  14  14  14  14  14  14
Existing Natural Gas Combustion Turbine  132  132  132  132  132  132  132  132  132 GT ‐ 1  22  22  22  22  22  22  22  22  22
GT ‐ 2  22  22  22  22  22  22  22  22  22
GT ‐ 3  45  45  45  45  45  45  45  45  45
GT ‐ 4  42  42  42  42  42  42  42  42  42
Existing Large Hydroelectric (Hoover)  14  14  14  14  14  14  14  14  14 Existing Nuclear (Palo Verde)  10  10  10  10  10  10  10  10  10 Existing Wind  7  5  5  5  5  5  5  0  0
Milford Wind  5  5  5  5  5  5  5  0  0
PPM (Avangrid) Wind  2  0  0  0  0  0  0  0  0
Existing Landfill  10  10  10  10  10  10  10  10  0
Puente Hills Landfill  4  4  4  4  4  4  4  4  0
Chiquita Landfill  6  6  6  6  6  6  6  6  0
Existing Utility‐Scale Solar PV  36  36  36  36  36  36  36  36  36 Antelope Solar  7  7  7  7  7  7  7  7  7
Columbia Two Solar  2  2  2  2  2  2  2  2  2
Kingbird Solar  20  20  20  20  20  20  20  20  20
Summer Solar  7  7  7  7  7  7  7  7  7
Windsor Reservoir Solar  1  1  1  1  1  1  1  1  0
Existing Demand Response  10  10  0  0  0  0  0  0  0
168
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
142 of 297

Total New Contracted Resources  0  0  335  335  428  478  478  478  478 New Geothermal  0  0  0  0  35  35  35  35  35
Calpine Geysers  0  0  0  0  25  25  25  25  25
Coso Geothermal  0  0  0  0  10  10  10  10  10
New Utility‐Scale Solar PV  0  0  5  5  44  44  44  44  44 EDF Sapphire Solar  0  0  0  0  39  39  39  39  39
New 4‐Hour Storage (projected)  0  0  80  80  100  150  150  150  150 EDF Sapphire Storage  0  0  0  0  20  20  20  20  20
Peak Load (MW)  330  333  335  338  341  343  346  348  351 Installed  capacity  is  not  the  same  as  qualifying  capacity.  Qualifying  capacity  represents  the  resources’  reliability contributions, which CAISO quantifies. Figure 95 shows PWP’s existing RA position without any resource additions.

Figure 95: PWP’s Firm Capacity Position without Resource Additions

0 100
200
300
400
500
2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Qualifying Capacity (MW)
Summer RA Position
Existing Coal Existing Gas Existing Clean
Existing Renewable Existing Demand Response Contracted Geothermal Contracted Solar Contracted Storage Load Requirements
Load
169
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
143 of 297

Figure 96 shows the firm capacity of these resources in greater detail.

Figure 96: PWP’s Firm Capacity Position without Resource Additions Monthly Load (MW)  2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  2031 July  288  297  311  323  310  297  300  306  322
August  305  323  335  338  334  313  337  330  351
September  330  333  324  322  341  343  346  348  344
Summer Peak Load (MW)  330  333  335  338  341  343  346  348  351 Reserve Margin (%)  15%  15%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18% Peak Month  09  09  08  08  09  09  09  09  08
Required Reserves (MW)  50  50  59  59  60  60  61  61  61 Summer Load Requirements (MW)   380  383  394  397  400  403  406  409  412 Total Existing Resources  356  355  289  288  238  238  238  237  230 Existing Coal  105  105  0  0  0  0  0  0  0
Existing Natural Gas
Intermountain  0  0  50  50  0  0  0  0  0
Glenarm  195  195  195  195  195  195  195  195  195
Magnolia  14  14  14  14  14  14  14  14  14
Existing Large Hydroelectric  9  9  9  9  9  9  9  9  9 Existing Nuclear  9  9  9  9  9  9  9  9  9
Existing Wind  0  0  0  0  0  0  0  0  0
Existing Landfill  8  8  8  8  8  8  8  8  0
Existing Utility‐Scale Solar PV  4  4  4  4  3  3  3  3  3 Existing Demand Response  12  12  0  0  0  0  0  0  0
Total New Resources  0  0  0  0  55  55  55  55  56
New Geothermal
Contracted (Calpine Geysers
and Coso)  0  0  0  0  32  32  32  32  33
New Solar
Contracted (EDF Sapphire Solar)  0  0  0  0  3  3  3  3  3 New Storage
Contracted (EDF Sapphire Storage)  0  0  0  0  20  20  20  20  20 Length/(Shortage)  (24)  (27)  (105)  (109)  (107)  (111)  (114)  (117)  (127)

Calpine  Geysers,  Coso  Geothermal,  and  EDF  Sapphire  and  Solar  were  all  contracted  in  2021  to  2023  to  help  address upcoming qualifying capacity needs. Without these planned resources, capacity shortages in the summer increase to 105 MW in 2025 and to 162 MW in 2027. Even with these resources, shortages remain at 105 MW in summer 2025 and 107 MW in summer
2027.

Across scenarios, 2025 and 2027 show resource needs because 108 MW of installed capacity from IPP coal retires on June 30, 2025. Approximately 50 MW of installed capacity from IPP natural gas begins on July 1, 2025, and expires on June 30, 2027.
170
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
144 of 297

Capacity shortages result in greater net interactions with CAISO’s energy markets. Figure 97 shows that PWP will serve approximately two‐thirds of its annual energy with contracted resources by 2030, assuming its contracted resources come online as planned.

Figure 97: Energy Position without Resource Additions

Capacity shortages also result in increasing renewable energy needs over time, as shown in Figure 98. As it stands, PWP needs more renewable energy to fulfill its state requirement of 60% renewables by 2030.

0 500
1,000
1,500
2,000
Generation (GWh)
Energy Position
Existing Coal Existing Natural Gas Combined Cycle
Existing Natural Gas Combustion Turbine Existing Large Hydroelectric Existing Nuclear Existing Wind
Contracted Solar Existing Landfill
Existing Utility‐Scale Solar PV Existing Demand Response Contracted Geothermal Energy (GWh)
171
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
145 of 297

Figure 98: Renewable Position without Resource Additions

16. Defining Sensitivities
Scenarios are selections of resources optimized to meet capacity, energy, and renewable needs. Sensitivity tests push stressors onto scenarios to determine how the scenarios would perform under different conditions. Scenarios 1, 2, 3, 4, and 5 had the sensitivity tests applied after the initial modeling. These tests help identify potential vulnerabilities and considerations. There are four proposed sensitivities, as shown in Figure 99.

Figure 99: Sensitivities

The  sensitivities  seek  to  answer  fundamental  questions.  See  Figure  100.  Sensitivities  1  and  2  focus  on  reliability,  and Sensitivities 3 and 4 focus on cost.
‐
500,000
1,000,000
2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Renewable (GWh)
Renewable Position
Contracted Solar Contracted Geothermal
Renewable Energy Credits (RECs) Existing Utility‐Scale Solar PV Existing Landfill Existing Wind
Pasadena Renewable Resources Requirement (MWh)
Sensitivity 1: Heat Wave
Sensitivity 2: Goodrich Transfer Contingency
Sensitivity 3: High Technology Costs
Sensitivity 4: Low Technology Costs
172
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
146 of 297

Figure 100: Sensitivity Metrics

16.1. Sensitivity 1: Heat Wave
This  sensitivity  tests  scenarios  against  a  persistent,  record‐setting  heat  wave.  Daily  temperatures  are  set  between  90 degrees Fahrenheit (°F) and 120°F for four weeks. Power prices, natural gas prices, wind generation, solar generation, and load are all impacted because of the heat. This tests the ability of each scenario to meet load.

In
2030, peak load times occur in late August through early September. See Figure 101. As a result, this scenario ran from August 15, 2030, through September 15, 2030. Dates and times of peak are highly uncertain. This scenario is one estimate of load created for the 2023 IRP.

Figure 101: Peak Load in 2030
Date  Month  Day  Hour Ending  Demand (MW)
September 11, 2030  9  11  17  348
September 11, 2030  9  11  16  343
September 11, 2030  9  11  18  342
September 1, 2030  9  1  17  340
September 1, 2030  9  1  16  332
August 27, 2023  8  27  16  330
Sensitivity 1:

Heat Wave
What are
the
additional
energy
needs in the
month?
Total MWh
of additional
energy
needs
What is the
maximum
hourly value
for an
additional
energy
need?
Maximum
MW of
additional
energy need
How many
hours does
PWP need
additional
energy?
Additional
energy
required
(hours)
How many
days does
PWP need
additional
energy?
Additional
energy
required
(days)
Sensitivity 2:

Goodrich
Transfer
Contingency
What are
the
additional
energy
needs in the
month?
Total MWh
of additional
energy
needs
How many
hours does
PWP need
additional
energy?
Additional
energy
required
(hours)
How many
days does
PWP need
additional
energy?
Additional
energy
required
(days)
Sensitivity 3:

High
Technology
Costs
How much
would costs
increase?
Percent
increase in
scenario
compared to
itself
Sensitivity 4:

Low
Technology
Costs
How much
would costs
decrease?
Percent
decrease in
scenario
compared to
itself
173
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
147 of 297

Date  Month  Day  Hour Ending  Demand (MW)
September 11, 2030  9  11  15  329
August 25, 2023  8  25  17  328
August 27, 2023  8  27  17  328
September 1, 2030  9  1  18  328

Power prices, natural gas prices, wind generation, solar generation, and load were correlated to heat to create conditions that mimic a heat wave. The explanation in the following subsection provides additional details on the method used to create the data.

16.1.1. Sensitivity 1: Heat Wave: Data Scraping and Cleaning The following historical hourly data from 2008 to 2022 (excluding 2012 due to irreconcilable inconsistences in the data) came from Yes Energy, subcontracted through ACES:
 Temperature in Pasadena
 CAISO load
 CAISO wind generation
 CAISO solar generation
 Real‐time prices at SP‐15 Hub
 Daily natural gas price at SoCal City Gate

The data was cleaned by re
moving missing values and negative solar and wind generation. To compare solar and wind generation across years, the data was converted to a percentage of the maximum generation for the year to estimate capacity factors. This is the cleaned data.

16.1.2. Sensitivity 1: Heat Wave: Normal Data Creation
The wind and solar capacity factors for each hour of the year were averaged from 2008 through 2022. This produced a normal 8,760 capacity factor shape for wind and solar, covering all the hours in a typical year. Hours were then filtered to only the hours in September. The prevailing seasonal and temperature relationships were extracted from the averaged shapes to remove noise, such as histo
rical localized weather patterns. This normal data was used to compare a normal September  to  the  modelled  heat  wave,  and  this  served  as  the  basis  for  multipliers  derived  by  dividing  the  heat  wave scenario by the normal scenario, allowing easy switching between the two.

16.1.3. Sensitivity 1: Heat Wave: Training Datasets Creation Hourly training data is required for the predictions that use hourly granularity (hourly load, power prices, and wind output) and was generated from an August to October subset of the cleaned data (shoulder months are included so that there is more data to enable the model to generate relationships). Hourly data was filtered to isolate only those observations where the temperatur
e is greater than 75°F and the real‐time power price and natural gas price are greater than zero.

This filtering led to linear trends to use in modeling a heat wave. 174
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
148 of 297

Daily  training  data  is  required  for  the  predictions  that  use  daily  granularity  (natural  gas  and  solar  output)  and  was generated from the same subset as the hourly training data. To convert the hourly solar capacity factor into a usable daily metric, a daily maximum was taken as an ordinal variable with 0.05 width bins from 0 to 1. However, the wind capacit y factor  and  the  load  were  converted  from  hourly  values  to  daily  means.  As  a  final  step,  predictive  variables  of  mean temperature, maximum temperature, and minimum temperature were generated along with temporal variables, such as the year, time of week, and time of year. Th e hourly training data (and the prediction data in the next step) also included temporal predictive variables with the additional inclusion of the time of day.

16.1.4. Sensitivity 1: Heat Wave: Prediction Data Creation PWP defined a heat wave as a four‐week period when temperatures do not dip below 90°F and do not exceed 120°F during September 2030. By using a sine curve function for daytime warming and a logarithmic decay function for nighttime cooling,  hourly  temperature  estimates  were  based  on  an  idealized  daily  temperature  curve  for  a  given  lati tude  that interpolates hourly data between the calculated time when the daily minimum and the daily maximum occur.

16.1.5. Sensitivity 1: Heat Wave: Model Creation and Prediction The load model was trained on the hourly training data. The hourly prediction data was fed into the fitted model to create hourly  load  predictions.  Next,  an  identical  model  was  created  to  reflect  the  exclusion  of  temperature  as  a  predictive variable, and it was fitted on the cleaned data. The new model predict s normal load for that time of year. By taking the heat wave modeled load and dividing it by the normal load, a multiplier was generated that models the magnitude of change between a normal scenario and a heatwave. This multiplier was also fed into the model.

The wind generation capacity factor model  was trained on the hourly training data, then the model was used on the hourly prediction data to predict hourly wind generation capacity factors for the heat wave. These predictions were divided by the normal wind generation capacity values (calculated in a prior step) to generate multipliers.

The solar gene
ration capacity factor model was trained on the daily training data, and then the model was fed the daily prediction  data  to  predict  daily  maximum  solar  generation  capacity  factors;  however,  the  prediction  for  each  of  the maximum capacity factors was the same, so only a single multiplier was needed. Therefore, the center of the pred icted bin was taken as the single predicted capacity factor and used to rescale the normal data. The original normal data was then divided by the new normal data, and the average was taken to derive a multiplier.

The daily natural gas price model was trained on the daily training data, then the mod el was used on the daily prediction data to predict daily gas prices for the heat wave.

The real‐time pricing model for power prices was trained on the hourly training data, then the model was used on the hourly prediction data to predict hourly power prices values for the heat wave.

For some of the models, a previous model’s predictio
ns were used as inputs for its own predictions.

175
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
149 of 297

Figure 102: Heat Wave Data Creation
Response
Variable
Model Type
Response
Transformation
Temporal
Granularity
Temperature
Time of Day
Time of Week
Time of Year
Year
Temperature
Interaction
Wind Capacity
Factor
Solar Capacity
Factor
Natural Gas Price
Real‐Time CAISO
Load
Real‐Time
CAISO
Load
Multivariate
Linear  None  Hourly
Wind
Capacity
Factor
Multivariate
Linear  Logarithmic  Hourly
Daily
Solar
Capacity
Factor
Multinomial  Ordinal +
Maximum  Daily
SoCal City
Gate
Natural
Gas Price
Multivariate
Linear  Logarithmic  Daily
SP‐15
Real Time
LMP
Multivariate
Linear  None  Hourly
176
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
150 of 297

Overall, assumed temperatures average 104°F, as shown in Figure 103.

Figure 103: Simulated Temperatures Under a Heat Wave

During a heat wave, renewable output changes. Solar increases by 3.6% and wind is 12% of its normal output. See Figure 104 for details.

Figure 104: Wind and Solar Profiles Under Heat Wave

Load increases to approximately 1.5 times its typical amount during a heat wave due to air conditioning demand. 80 85
90 95
100
105
110
115
120
125
09‐01‐2030 HE1
09‐01‐2030 HE21
09‐02‐2030 HE17
09‐03‐2030 HE13
09‐04‐2030 HE9
09‐05‐2030 HE5
09‐06‐2030 HE1
09‐06‐2030 HE21
09‐07‐2030 HE17
09‐08‐2030 HE13
09‐09‐2030 HE9
09‐10‐2030 HE5
09‐11‐2030 HE1
09‐11‐2030 HE21
09‐12‐2030 HE17
09‐13‐2030
HE13
09‐14‐2030 HE9
09‐15‐2030 HE5
09‐16‐2030 HE1
09‐16‐2030 HE21
09‐17‐2030 HE17
09‐18‐2030 HE13
09‐19‐2030 HE9
09‐20‐2030 HE5
09‐21‐2030 HE1
09‐21‐2030 HE21
09‐22‐2030 HE17
09‐23‐2030 HE13
09‐24‐2030 HE9
09‐25‐2030 HE5
09‐26‐2030
HE1
09‐26‐2030 HE21
09‐27‐2030 HE17
09‐28‐2030 HE13
09‐29‐2030 HE9
09‐30‐2030 HE5
Temperature (°F)
Simulated Temperatures Under a Heat Wave
‐
10 20
30 40
50 60
70 80
90 100
123456789 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 2 2 2 3 2 4 Generation as Percent of Nameplate (%)
HE
Wind and Solar Profiles Under Heat Wave: September 2030 Wind (Reference) Solar (Reference) Wind (Heat) Solar (Heat) 177
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
151 of 297

Power  and  natural  gas  prices  also  increase  during  a  heat  wave,  with  natural  gas  prices  averaging  $35/MMBtu.  In September 2030, the reference forecasted price was $5.50/MMBtu. Figure 105 shows the pricing assumed in the IRP.

Power  prices  averaged  $447/MWh  for  this  sensitivity.  For  September  2030,  the  reference  case  forecasted  price  was $69/MWh. These pric
es are in nominal dollars.

Figure 105: Heat Wave Prices

16.2. Sensitivity 2: Goodrich Transfer Contingency
Under normal operating conditions, Goodrich can import up to 280 MW until July 2032. It is anticipated  that planned upgrades will allow up to 336 MW thereafter. For purposes of this sensitivity, Goodrich’s import capability is reduced by one‐half to 140 MW in 2030 to reflect a single transmission line outage into the station for one week dur ing the summer.

There are different circumstances such as planned system maintenance or unplanned (forced) outages that could cause such an event. These could originate at Goodrich, or on the lines feeding into Goodrich. This sensitivity would help PWP compare the value of internal versus external resources.

16.2.1. Sensitivity 2: Goodrich in 2030 Under Forecasted Normal Operating Conditions The model ran the week of September 8, 2030, through September 14, 2030, when peak loads in 2030 are likely to occur.

Figure 106 shows how demand compares to Goodrich’s capability.

0 5
10 15
20 25
30 35
40 45
50 0
100
200
300
400
500
600
700
800
09‐01‐2030 HE1
09‐01‐2030 HE23
09‐02‐2030 HE21
09‐03‐2030 HE19
09‐04‐2030 HE17
09‐05‐2030 HE15
09‐06‐2030 HE13
09‐07‐2030 HE11
09‐08‐2030 HE9
09‐09‐2030 HE7
09‐10‐2030 HE5
09‐11‐2030 HE3
09‐12‐2030 HE1
09‐12‐2030 HE23
09‐13‐2030 HE21
09‐14‐2030
HE19
09‐15‐2030 HE17
09‐16‐2030 HE15
09‐17‐2030 HE13
09‐18‐2030 HE11
09‐19‐2030 HE9
09‐20‐2030 HE7
09‐21‐2030 HE5
09‐22‐2030 HE3
09‐23‐2030 HE1
09‐23‐2030 HE23
09‐24‐2030 HE21
09‐25‐2030 HE19
09‐26‐2030 HE17
09‐27‐2030 HE15
09‐28‐2030
HE13
09‐29‐2030 HE11
09‐30‐2030 HE9
Gas Price ($Nominal/MMBtu)
Power Price ($Nominal/MWh)
Power and Gas Prices Under A Heat Wave
Gas Price ($Nominal/MMBtu) Power Price ($Nominal/MWh)
178
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
152 of 297

Figure 106: Demand vs. Goodrich in 2030

16.2.2. Sensitivity 3: High Technology Costs
All scenarios used mid‐cost estimates of new resources. However, the 2023 IRP produced low, mid, and high estimates of capital costs for new resources. See Appendix – Cost of New Resources. This sensitivity stresses the results of the scenarios under the high estimates for new resource costs.

16.2.3. Sensitivity 4: Low Technology Costs
This sensitivity tests the results of the scenarios under the low estimates for new resource costs. See Appendix – Cost of New Resources

17. Scenarios and Sensitivities Results

17.1. Scenario 1: 100% Carbon‐Free by 2030 (No Limit on Internal Resources) The installed capacity of new resources in Scenario 1 is shown in Figure 107.

Figure 107: Scenario 1: New Cumulative Installed Capacity 2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Total New Resources  355  375  468  468  468  788  818  830  899  885 New Wind  0  0  0  0  0  0  0  0  30  30
New Geothermal
Contracted (Calpine Geysers and
Coso)  0  0  35  35  35  35  35  46  0  0
New  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Solar
0 50
100
150
200
250
300
350
400
9/8/2030
9/9/2030
9/10/2030
9/11/2030
9/12/2030
9/13/2030
9/14/2030
Load or Goodrich Import/Export Capability
(MW)
Demand vs. Goodrich Capacity in 2030
Demand (MW) Goodrich Import/Export Capability (MW)
179
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
153 of 297

2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Contracted (EDF Sapphire Solar)  0  0  39  39  39  39  39  39  39  0 Utility‐Scale Solar  280  300  300  300  300  300  300  300  320  330 Community  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
Commercial  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
Residential  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Storage
Contracted (EDF Sapphire Storage)  0  0  20  20  20  20  20  20  20  0 New 4‐Hour Storage  75  75  75  75  75  195  195  195  195  185 New 6‐Hour Storage  0  0  0  0  0  80  90  90  90  90
New 8‐Hour Storage  0  0  0  0  0  10  10  10  40  30
New 10‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Commercial  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Residential  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Fuel Cells  0  0  0  0  0  110  130  130  165  220

Figure 108: Scenario 1: Cumulative Installed Capacity by Location 2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Total Installed Capacity  692  712  755  755  755  859  875  867  919  899 Total Existing Resources  337  337  287  287  287  70  57  37  20  14 Total New Resources  355  375  468  468  468  788  818  830  899  885 New Onshore Wind  0  0  0  0  0  0  0  0  30  30
New Land‐Based External Wind  0  0  0  0  0  0  0  0  30  30 New Offshore Wind  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Geothermal  0  0  35  35  35  35  35  46  0  0
Calpine Geysers  0  0  25  25  25  25  25  25  0  0
Coso Geothermal  0  0  10  10  10  10  10  21  0  0
New Utility‐Scale Solar PV  280  300  339  339  339  339  339  339  359  330 EDF Sapphire Solar  0  0  39  39  39  39  39  39  39  0 New Internal Solar  270  290  290  290  290  290  290  290  310  320 New Internal Solar (Storage Paired)  10  10  10  10  10  10  10  10  10  10 New PWP‐Funded Commercial Solar PV  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0 New PWP‐Funded Residential Solar PV  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0 New 4‐Hour Storage  75  75  95  95  95  215  215  215  215  185 EDF Sapphire Storage  0  0  20  20  20  20  20  20  20  0 New 4‐Hour Storage (Internal Solar
Paired)  5  5  5  5  5  5  5  5  5  5
New 4‐Hour Internal Storage  70  70  70  70  70  190  190  190  190  180 New 6‐Hour Storage  0  0  0  0  0  80  90  90  90  90
180
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
154 of 297

2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 New 6‐Hour Internal Storage  0  0  0  0  0  80  90  90  90  90 New 8‐Hour Storage  0  0  0  0  0  10  10  10  40  30
New 8‐Hour Internal Storage  0  0  0  0  0  10  10  10  40  30 New 10‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New PWP‐Funded Commercial Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0 New PWP‐Funded Residential Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0 New Fuel Cells  0  0  0  0  0  110  130  130  165  220
New Internal Fuel Cells  0  0  0  0  0  110  130  130  165  220 New Biogas Conversion for Glenarm  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0 Peak Load (MW)  335  338  341  343  346  348  362  371  380  390

PWP adds more than its peak load in installed capacity in 2025. In the same year, the IPP coal resource retires. PWP also increases its reserve margin from 15% to 17.5%, a shift that requires an additional 9 MW.

By 2030, PWP’s installed capacity of owned and contracted resources is 859 MW, compared to peak load of 348  MW. In other words, PWP’s installed capacity in 2030 is more than 2.5 times its peak load. In Scenario 1, 806 MW of the installed capacity located internal to PWP, which may entail land use issues beyond the scope of this document.

Scenario 1 installs 280 MW of internal, utility‐scale solar in  2025. This includes a 10 MW solar facility with attached storage, with a total of 300 MW by 2027 (excluding the EDF Sapphire Solar project). Scenario 1 also installs 75 MW of internal 4‐ hour storage in 2025, including 5 MW of storage attached to solar, and with 195 MW in  total located internally by 2030.

Furthermore, there is 90 MW of 6‐hour and 10 MW of 8‐hour storage by 2035. An additional 110 MW of fuel cells in 2030 also supports reliability, which increases to 130 MW of fuel cells by 2035.

The summer and winter capacity positions are shown in Fi gure 109, Figure 110, and Figure 111. The renewable category, as annotated by an asterisk, and includes renewable hydrogen power fuel cells and landfill gas, as allowed by the State of California.

181
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
155 of 297

Figure 109: Scenario 1: Summer Resource Adequacy

Figure 110: Scenario 1: Winter Resource Adequacy

0 100
200
300
400
500
600
2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Qualifying Capacity (MW)
Scenario 1 Summer RA Position
Existing Coal Existing Gas Existing Clean
Existing Renewable Existing Demand Response New Storage New Renewable* New Distributed Resources Load Requirements Load
0 100
200
300
400
500
600
2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Qualifying Capacity (MW)
Scenario 1 Winter RA Position
Existing Coal Existing Gas Existing Clean
Existing Renewable Existing Demand Response New Storage New Renewable* New Distributed Resources Load Requirements Load
182
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
156 of 297

Figure 111: Scenario 1 Resource Adequacy Position
Summer RA Position (MW)
2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Summer Load
Requirements  380  383  394  397  400  403  406  409  425  436  447  458 Existing Resources
Qualifying Capacity  356  355  289  288  238  238  238  29  20  19  14  9 Length/(Shortage)
Before New Additions  (24)  (27)  (105)  (109)  (162)  (166)  (169)  (381)  (405)  (417)  (432)  (449) New Resources
Qualifying Capacity  0  0  104  104  155  154  153  472  499  511  536  548 Length/(Shortage) After
New Additions  (24)  (27)  (1)  (4)  (7)  (11)  (15)  91  94  95  104  99 Winter RA Position (MW)
2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Winter Load
Requirements  185  190  192  197  198  198  208  208  226  236  243  261 Existing Resources
Qualifying Capacity  354  353  286  286  236  236  236  27  18  18  18  9 Length/(Shortage)
Before New Additions  169  163  94  89  38  38  28  (181)  (208)  (218)  (225)  (252) New Resources
Qualifying Capacity  0  0  83  84  138  135  135  454  483  494  521  535 Length/(Shortage) After
New Additions  169  163  177  173  177  174  163  273  275  276  297  284

As shown in the above charts, there is more capacity installed in Scenario 1 than is necessary for RA. Internal fuel cells specifically help serve load under normal operating conditions.

In order to serve load in each hour with carbon‐free resources, Scenario 1 requires at least 110 MW of fuel cells in 2030 (compared to the first round of modeling results of 20
MW) and 220 MW of fuel cells in 2050 (compared to the first round of  modeling  results  of  120  MW),  as  shown  in  Figure  112  Fuel  cells  were  added  to  the  first  round  of  modeling  results because Scenario 1 allowed for unlimited internal resources. Fu el cells are dispatchable, carbon‐free resources that can operate for extended periods of time and provide qualifying capacity. Other resources could cover this gap.

183
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
157 of 297

Figure 112: Scenario 1: Consecutive Model Runs
Additional Energy Needs (MWh)  Additional Energy Needs (% of Total Load) Year  Energy
(MWh)
With 20 MW Fuel Cells
Located Internally at
Minimum
With 110 MW of Fuel
Cells Located Internally
at Minimum
With 20 MW Fuel Cells
Located Internally at
Minimum
With 110 MW of Fuel
Cells Located Internally
at Minimum
2023  1,156,000  0  0  0.0%  0.0%
2024  1,163,000  0  0  0.0%  0.0%
2025  1,173,000  0  0  0.0%  0.0%
2026  1,186,000  0  0  0.0%  0.0%
2027  1,202,000  0  0  0.0%  0.0%
2028  1,221,000  0  0  0.0%  0.0%
2029  1,242,000  0  0  0.0%  0.0%
2030  1,266,000  10,960  0  0.9%  0.0%
2031  1,290,000  15,462  0  1.2%  0.0%
2032  1,312,000  9,663  0  0.7%  0.0%
2033  1,334,000  9,890  0  0.7%  0.0%
2034  1,353,000  9,136  0  0.7%  0.0%
2035  1,365,000  12,330  0  0.9%  0.0%
2036  1,376,000  12,814  0  0.9%  0.0%
2037  1,386,000  5,735  0  0.4%  0.0%
2038  1,396,000  7,408  0  0.5%  0.0%
2039  1,405,000  8,781  0  0.6%  0.0%
2040  1,414,000  11,833  0  0.8%  0.0%
2041  1,423,000  15,601  0  1.1%  0.0%
2042  1,431,000  21,173  0  1.5%  0.0%
2043  1,439,000  19,013  0  1.3%  0.0%
2044  1,446,000  20,397  0  1.4%  0.0%
2045  1,454,000  11,656  1  0.8%  0.0%
2046  1,462,000  7,011  1  0.5%  0.0%
2047  1,470,000  6,625  2  0.5%  0.0%
2048  1,479,000  7,532  2  0.5%  0.0%
2049  1,488,000  7,052  2  0.5%  0.0%
2050  1,497,000  560  0  0.0%  0.0%

This calibration is an indication that alternative ways to evaluate and design opportunities to build and operate a carbon‐ free system that can be studied.  This would include exploring new resource options, identifying ways to incentivize lower load,  and  consider  ongoing  feedback  from  City  leaders  and  the  community.  Calibration  details  for  the  carbon‐free scenarios are provided in
Appendix ‐ Model Parameters and Additional Reliability Metrics. 184
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
158 of 297

Serving load with carbon‐free resources leads to excess RA not only in the summer but also in the winter. As shown in Figure  113,  peak  load  in  the  summer  is  approximately  double  the  peak  load  in  winter.  As  shown  across  all  scenarios, meeting summer peaks results in excess RA during the winter.

Figure 113: Summer vs. Winter Peaks

Scenario 1 does not install additional geothermal resources. Since geothermal resources must be located externally in this IRP, they would have to pay the TAC.

The TAC is a CAISO charge that funds transmission infrastructure. This charge is different from congestion; congestion increases (or decreases) the value of energy from a project. Scenario 1 demonstrates a prefer ence for resources installed internal to PWP in part because of this avoided charge. The other reason for this expressed preference is reliability.

No  additional  commercial  or  residential  solar  is  installed  in  this  scenario.  Cost  preferences  will  defer  to  utility‐scale because utility‐scale resources have a lower per‐unit cost due to economies of scale.

As shown in Figure
114, load in Scenario 1 can be met with carbon‐free resources every hour by the end of 2030 (there is landfill gas that expires by the end of 2030). In this scenario, it appears as though PWP operates like an island without interactions in the CAISO markets.

Figure 114: Scenario 1: Island – Resources That Load, Storage Charging, and Market Sales are Served By Resource Type  2023  2030  2031  2040  2050
Coal  24%  0%  0%  0%  0%
Natural Gas  16%  0%  0%  0%  0%
Large Hydroelectric  3%  3%  3%  3%  3%
Nuclear  5%  4%  4%  4%  0%
‐
50 100
150
200
250
300
350
400
450
500
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
MW
Peak Load
Summer Load Summer Requirements Winter Load Winter Requirements 185
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
159 of 297

Resource Type  2023  2030  2031  2040  2050
Biofuel  0%  0%  0%  0%  0%
Landfill Gas  5%  4%  0%  0%  0%
Geothermal  0%  18%  18%  22%  0%
Wind  1%  0%  0%  0%  6%
Solar  8%  68%  69%  63%  60%
Demand Response  7%  0%  0%  0%  0%
Market Purchases  30%  0%  0%  0%  0%
Fuel Cells  0%  3%  6%  8%  32%

However, PWP will still interact with the CAISO markets in the foreseeable future. See Figure 115.

Figure 115: Scenario 1: Energy Market Access – Energy Position

If PWP does interact in the CAISO markets, excess renewable energy or RA could be sold. What the excess is worth depends on what is going on in the market. Some factors driving value are shown in Figure 116. Market value is uncertain. Financial studies are explored in Financial Impacts of the IRP. There  are also carbon implications of continued market interactions.

See Section 21 of this IRP.

0 500
1,000
1,500
2,000
2,500
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Generation or Load (GWh)
Scenario 1: Energy Market Access ‐ Energy Position
Coal Natural Gas Large Hydroelectric Nuclear
Biofuel Landfill Gas Geothermal Wind
Solar Demand Response Market Purchases Fuel Cells
Load Storage Charging Market Sales
186
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
160 of 297

Figure 116: CAISO Excess: What is it Worth?

Scenarios 1, 2, and 3 select new resources as though PWP operates like an island. The results of these studies have the “island” label. This is done so that carbon‐free resources meet load each hour. These results will present an upper bound of costs because excess renewable energy is not being sold.

However, given that PWP operates within CAISO, Scenarios 1, 2, and 3 are run again with access to CAISO’s energy market.

This sets a lower boundary of cost estimates, as excess renewable energy is being sold. These results may also report greater carbon emissions because PWP has access to CAISO. These results are referred to as “ene rgy market access”.

Figure 117 shows how PWP would meet load if it interacts with the markets. This is different from Figure 114 because market purchases/sales and storage charging can occur at different times.

The modeling of new and installed resources for Scenario 1, was calculated ba sed upon a variety of factors to include RA reliability requirements.  The Carbon‐Free scenarios require Glenarm to be either replaced, converted or adapted with carbon‐free dispatchable alternatives such as carbon capture, green hydrogen, biofuels or other future technologies as they emerge, and prior to 2030.    Until such future technologies be come available at scale, the availability of the Glenarm facility will be required across all Scenarios.

Figure 117: Scenario 1: Energy Market Access – Resources That Load, Storage Charging, and Market Sales are Served By Resource Type  2023  2030  2031  2040  2050
Coal  24%  0%  0%  0%  0%
Natural Gas  16%  0%  0%  0%  0%
Large Hydroelectric  3%  2%  2%  2%  2%
Nuclear  5%  3%  3%  3%  0%
Biofuel  0%  0%  0%  0%  0%
Landfill Gas  5%  3%  0%  0%  0%
Geothermal  0%  14%  14%  18%  0%
Wind  1%  0%  0%  0%  5%
Solar  8%  54%  55%  51%  50%
Energy
•Time of day or year?
•Move market?
•Basis?
RECs
•Type?
•Green or clean?
Capacity
•Month?
•Location?
•Accreditation?
187
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
161 of 297

Demand Response  7%  0%  0%  0%  0%
Market Purchases  30%  23%  25%  26%  42%
Fuel Cells  0%  1%  0%  0%  1%

188
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
162 of 297

17.2. Scenario 2: 100% Carbon‐Free by 2030 – Maximum Limit on Internal Resources The resources shown in Figure 118 are installed under Scenario 2. By 2030, PWP has 4.3 times its peak in installed capacity.

Figure 118: Scenario 2: New Cumulative Installed Capacity 2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Total New Resources  300  300  393  393  403  1,418  1,493  1,505  1,542  1,550 New Wind  30  30  30  30  30  30  30  30  60  70
New Geothermal
Contracted (Calpine
Geysers and Coso)  0  0  35  35  35  35  35  46  0  0
New  0  0  0  0  0  10  10  10  30  20
New Solar
Contracted (EDF Sapphire
Solar)  0  0  39  39  39  39  39  39  39  0
Utility‐Scale Solar  180  180  180  180  180  180  240  240  220  260 Community  5  5  5  5  5  5  5  5  5  5
Commercial  0  0  0  0  0  400  400  400  400  400
Residential  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Storage
Contracted (EDF Sapphire
Storage)  0  0  20  20  20  20  20  20  20  0
New 4‐Hour Storage  85  85  85  85  95  265  280  280  290  260 New 6‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New 8‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New 10‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Commercial  0  0  0  0  0  400  400  400  403  400
New Residential  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Fuel Cells  0  0  0  0  0  35  35  35  75  135

Figure 119: Scenario 2:  Cumulative Installed Capacity by Location 2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Total Installed Capacity  637  637  680  680  690  1,489  1,550  1,542  1,562  1,564 Total Existing Resources  337  337  287  287  287  70  57  37  20  14 Total New Resources  300  300  393  393  403  1,418  1,493  1,505  1,542  1,550 New Onshore Wind  30  30  30  30  30  30  30  30  60  70 New Land‐Based External Wind  20  20  20  20  20  20  20  20  50  60 New Land‐Based External Wind
(Storage Paired)  10  10  10  10  10  10  10  10  10  10 New Offshore Wind  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
189
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
163 of 297

2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 New Geothermal  0  0  35  35  35  45  45  56  30  20
Calpine Geysers  0  0  25  25  25  25  25  25  0  0
Coso Geothermal  0  0  10  10  10  10  10  21  0  0
New External Geothermal  0  0  0  0  0  10  10  10  30  20 New Utility‐Scale Solar PV  185  185  224  224  224  224  284  284  264  265 EDF Sapphire Solar  0  0  39  39  39  39  39  39  39  0 New External Solar  180  180  180  180  180  180  230  230  210  250 New External Solar (Storage
Paired)  0  0  0  0  0  0  10  10  10  10
New Community Solar  5  5  5  5  5  5  5  5  5  5
New PWP‐Funded Commercial
Solar PV  0  0  0  0  0  400  400  400  400  400
New Commercial Solar  0  0  0  0  0  400  400  400  400  400 New PWP‐Funded Residential Solar
PV  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New 4‐Hour Storage  85  85  105  105  115  285  300  300  310  260 EDF Sapphire Storage  0  0  20  20  20  20  20  20  20  0 New 4‐Hour Storage (Land‐Based
External Wind Paired)  5  5  5  5  5  5  5  5  5  5
New 4‐Hour Storage (External
Solar Paired)  0  0  0  0  0  0  5  5  5  5
New 4‐Hour External Storage  0  0  0  0  0  70  70  70  90  50 New 4‐Hour Internal Storage  80  80  80  80  90  190  200  200  190  200 New 6‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New 8‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New 10‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New PWP‐Funded Commercial
Storage  0  0  0  0  0  400  400  400  403  400
New PWP‐Funded Residential
Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Fuel Cells  0  0  0  0  0  35  35  35  75  135
New External Fuel Cells  0  0  0  0  0  30  30  30  70  130 New Internal Fuel Cells  0  0  0  0  0  5  5  5  5  5
New Biogas Conversion for
Glenarm  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
Peak Load (MW)  335  338  341  343  346  348  362  371  380  390

Similar to Scenario 1, after the first round of modeling, Scenario 2 required additional internal resources to support load.

In Scenario 2, a minimum of 400 MW of commercial storage and 400 MW of commercial solar is needed in 2030 (compared to zero) and in 2050 (compared to 3 MW of commercial storage and 8 MW of commercial  solar). This ensures load is 190
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
164 of 297

served in every hour with  carbon‐free  electricity. Additional  details are included in Appendix ‐ Model  Parameters  and Additional Reliability Metrics.

In 2025, PWP needs 300 MW of installed capacity (in addition to the 50 MW of natural gas from IPP) to cover the 108 MW capacity retirement from IPP. PWP installs 1,015 MW of new capacity in 203 0 to replace  212 MW of natural gas. The resulting summer capacity position is shown in Figure 120. Details are quantified in Figure 121.

Figure 120: Scenario 2: Summer Resource Adequacy

Figure 121: Scenario 2 Resource Adequacy Position
Summer RA Position (MW)
2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Summer Load Requirements  380  383  394  397  400  403  406  409  425  436  447  458 Existing Resources Qualifying Capacity  356  355  289  288  238  238  238  29  20  19  14  9 Length/(Shortage) Before New Additions  (24)  (27)  (105)  (109)  (162)  (166)  (169)  (381)  (405)  (417)  (432)  (449) New Resources Qualifying Capacity  0  0  108  107  160  159  169  812  826  839  867  863 Length/(Shortage) After New Additions  (24)  (27)  3  (1)  (2)  (6)  (0)  432  422  423  434  414 Winter RA Position (MW)
2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Winter Load Requirements  185  190  192  197  198  198  208  208  226  236  243  261 Existing Resources Qualifying Capacity  354  353  286  286  236  236  236  27  18  18  18  9 Length/(Shortage) Before New Additions  169  163  94  89  38  38  28  (181)  (208)  (218)  (225)  (252) New Resources Qualifying Capacity  0  0  97  97  151  150  160  782  797  807  840  839 Length/(Shortage) After New Additions  169  163  190  186  189  188  188  601  589  589  616  588

0 200
400
600
800
1,000
2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Qualifying Capacity (MW)
Scenario 2 Summer RA Position
Existing Coal Existing Gas Existing Clean
Existing Renewable Existing Demand Response New Storage New Renewable* New Distributed Resources Load Requirements Load
191
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
165 of 297

Because utility‐scale resources are limited in Scenario 2, Scenario 2 leverages distributed resources.

In the 2023 IRP, the qualifying capacity of distributed resources is defaulted to the qualifying capacity of their utility‐scale counterparts.  The  qualifying  capacity  of  distributed  resources  depends  on  how  they  are  registered  with  CAISO.  These resources  could  be  classified  as  demand  response  resources   and  collectively  registered  as  a  Proxy  Demand  Response resource. CAISO’s tariff sets the rules for how  this  works. Distributed resources  could also be classified as Distributed Energy Resource Aggregations. As of early 2022, these rules remained to be developed between CAISO and entities like PWP. Per FERC's response to CAISO's FERC Ord
er 2222 compliance filing:
"Finally,  we  find  AEE/SFP’s  request  that  the  Commission  direct  CAISO  to  take  various  actions  to  help enable Distributed Energy Resource Aggregations to provide resource adequacy to be outside of the scope of  Order  No.  2222.  Order  No.  2222  requires  each  RTO/ISO  to  establish   tariff  provisions  that  allow distributed  energy  resource  aggregations  to  participate  directly  in  RTO/ISO  markets,  which  the Commission defined as “the capacity, energy, and ancillary services markets operated by the RTOs and ISOs.”101 The California resource adequacy program is not an RTO/ISO‐administered capacity market and, therefore,  is  outside  the  scope  of  the  Commission’s  directives  in  Order  No.  2222.  However,  we acknowledge  CAISO’s  co
mmitment  to  continue  working  with  the  CPUC  and  other  Local  Regulatory Authorities  to  develop  methods  for  allowing  Distributed  Energy  Resource  Aggregations  to  provide resource adequacy capacity.”151
If distributed resources were not registered as supply side resources, they could reduce the load (and reserve) obligations PWP must cover. There is uncertainty regarding distributed resource accreditation and operation.

Scenario 2 meets its energy obligations with 100% carbon‐free energy if it operates like an island (Figure 122).  Figure 123 shows how PWP meets is energy
obligations if market access is allowed.

The modeling of new and installed resources for Scenario 2, was calculated based upon a variety of factors to include RA reliability requirements.  The Carbon‐Free Scenarios require Glenarm to be either replaced, converted or adapted with carbon‐free dispatchable alternatives su ch as carbon capture, green hydrogen, biofuels or other future technologies as they emerge, and prior to 2030.    Until such future technologies become available at scale, the availability of the Glenarm facility will be required across all Scenarios.

151 http://www.caiso.com/Documents/Jun17‐2022‐OrderPartialAccepting‐RequestingComplianceFiling‐FERCOrderNo2222‐ER21‐ 2455.pdf
192
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
166 of 297

Figure 122: Scenario 2: Island – Resources That Load, Storage Charging, and Market Sales are Served by Resource Type  2023  2030  2031  2040  2050
Coal  24%  0%  0%  0%  0%
Natural Gas  16%  0%  0%  0%  0%
Large Hydroelectric  3%  2%  2%  2%  2%
Nuclear  5%  3%  3%  3%  0%
Biofuel  0%  0%  0%  0%  0%
Landfill Gas  5%  3%  0%  0%  0%
Geothermal  0%  16%  16%  20%  8%
Wind  1%  5%  5%  5%  11%
Solar  8%  72%  75%  71%  75%
Demand Response  7%  0%  0%  0%  0%
Market Purchases  30%  0%  0%  0%  0%
Fuel Cells  0%  0%  0%  0%  4%

Figure 123: Scenario 2: Energy Market Access – Resources That Load, Storage Charging, and Market Sales are Served by Resource Type  2023  2030  2031  2040  2050
Coal  24%  0%  0%  0%  0%
Natural Gas  16%  0%  0%  0%  0%
Large Hydroelectric  3%  2%  2%  2%  2%
Nuclear  5%  3%  3%  2%  0%
Biofuel  0%  0%  0%  0%  0%
Landfill Gas  5%  2%  0%  0%  0%
Geothermal  0%  14%  14%  17%  6%
Wind  1%  4%  4%  4%  9%
Solar  8%  57%  60%  59%  58%
Demand Response  7%  0%  0%  0%  0%
Market Purchases  30%  19%  18%  17%  25%
Fuel Cells  0%  0%  0%  0%  0%

193
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
167 of 297

The energy position, assuming energy market access, is shown in Figure 124.

Figure 124: Scenario 2: Energy Market Access – Energy Position

17.3. Scenario 3: 100% Carbon‐Free by 2030 (Maximum Limit on Internal Resources and Doubled Distributed Resources)
Scenario 3 evaluates a focused effort into distributed resource deployment on behalf of PWP. Some distributed solar and storage  is  embedded  in  the  load  forecast.  This  scenario  adds  that  same  amount  as  resources,  so  the  total  amount  of distributed solar and storage growth each year is double what would have occurred normally in that year. The resources are split between residential and commercial installations.

The installed capacity of resources in Scenario 3 is shown in

Figure 125. In 2025, 300 MW are added. In 2030, 859 MW are added to replace 212 MW of natural gas and 5 MW of wind.

PWP has 3.9 times its peak in installed capacity by 2030. 0 500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Generation or Load (GWh)
Scenario 2: Energy Market Access –E n e r g y Position
Coal Natural Gas Large Hydroelectric Nuclear
Biofuel Landfill Gas Geothermal Wind
Solar Demand Response Market Purchases Fuel Cells
Load Storage Charging Market Sales
194
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
168 of 297

Figure 125: Scenario 3: New Cumulative Installed Capacity 2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Total New Resources  300  306  399  410  415  1,274  1,358  1,376  1,466  1,424 New Wind  60  60  60  60  60  60  80  80  70  70
New Geothermal
Contracted (Calpine Geysers
and Coso)  0  0  35  35  35  35  35  46  0  0
New  0  0  0  0  0  10  20  20  20  10
New Solar
Contracted (EDF Sapphire
Solar)  0  0  39  39  39  39  39  39  39  0
Utility‐Scale Solar  100  100  100  100  100  100  120  120  180  200 Community  5  5  5  5  5  5  5  5  5  5
Commercial  31  31  31  31  31  350  357  359  375  350 Residential  17  21  21  22  22  23  38  39  57  57
New Storage
Contracted (EDF Sapphire
Storage)  0  0  20  20  20  20  20  20  20  0
New 4‐Hour Storage  85  85  85  95  95  245  245  245  260  200 New 6‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  50
New 8‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New 10‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Commercial  1  2  2  2  6  350  360  360  363  350
New Residential  1  2  2  2  3  3  5  8  12  17
New Fuel Cells  0  0  0  0  0  35  35  35  65  115

195
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
169 of 297

Figure 126: Scenario 3: Cumulative Installed Capacity by Location 2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Total Installed Capacity  637  643  686  697  702  1,345  1,415  1,413  1,486  1,438 Total Existing Resources  337  337  287  287  287  70  57  37  20  14 Total New Resources  300  306  399  410  415  1,274  1,358  1,376  1,466  1,424 New Onshore Wind  60  60  60  60  60  60  80  80  70  70 New Land‐Based External Wind  60  60  60  60  60  60  80  80  60  60 New Land‐Based External Wind
(Storage Paired)  0  0  0  0  0  0  0  0  10  10
New Offshore Wind  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Geothermal  0  0  35  35  35  45  55  66  20  10
Calpine Geysers  0  0  25  25  25  25  25  25  0  0
Coso Geothermal  0  0  10  10  10  10  10  21  0  0
New External Geothermal  0  0  0  0  0  10  20  20  20  10 New Utility‐Scale Solar PV  105  105  144  144  144  144  164  164  224  205 EDF Sapphire Solar  0  0  39  39  39  39  39  39  39  0 New External Solar  90  90  90  90  90  90  110  110  170  190 New External Solar (Storage
Paired)  10  10  10  10  10  10  10  10  10  10
New Community Solar  5  5  5  5  5  5  5  5  5  5
New PWP‐Funded Commercial Solar
PV  31  31  31  31  31  350  357  359  375  350
New Commercial Solar  31  31  31  31  31  350  357  359  375  350 New PWP‐Funded Residential Solar
PV  17  21  21  22  22  23  38  39  57  57
New Residential Solar  17  21  21  22  22  23  38  39  57  57 New 4‐Hour Storage  85  85  105  115  115  265  265  265  280  200 EDF Sapphire Storage  0  0  20  20  20  20  20  20  20  0 New 4‐Hour Storage (Land‐Based
External Wind Paired)  0  0  0  0  0  0  0  0  5  5
New 4‐Hour Storage (External
Solar Paired)  5  5  5  5  5  5  5  5  5  5
New 4‐Hour External Storage  0  0  0  0  0  40  40  40  70  60 New 4‐Hour Internal Storage  80  80  80  90  90  200  200  200  180  130 New 6‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  50
New 8‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New 10‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New PWP‐Funded Commercial
Storage  1  2  2  2  6  350  360  360  363  350
New PWP‐Funded Residential
Storage  1  2  2  2  3  3  5  8  12  17
196
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
170 of 297

2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 New 2‐Hour Residential Storage  1  2  2  2  3  3  5  8  12  17 New Fuel Cells  0  0  0  0  0  35  35  35  65  115
New Biogas Conversion for Glenarm  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0 Peak Load (MW)  335  338  341  343  346  348  362  371  380  390

The table shows 942 MW of installed internal capacity beyond that attributable to normal projected DER growth included in the load forecast. In 2030, PWP’s peak is 348 MW. The resulting summer capacity position is shown in Figure 127.

Figure 127: Scenario 3: Summer Resource Adequacy

Overall RA is shown in Figure 128.

Figure 128: Scenario 3: Resource Adequacy Position
MW  2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Summer Load Requirements  380  383  394  397  400  403  406  409  425  436  447  458 Existing Resources Qualifying
Capacity  356  355  289  288  238  238  238  237  229  214  209  204 Length/(Shortage) Before New
Additions  (24)  (27)  (105)  (109)  (162)  (166)  (169)  (172)  (196)  (222)  (237)  (254) New Resources Qualifying Capacity  0  0  115  115  171  221  221  221  222  233  237  251 Length/(Shortage) After New
Additions  (24)  (27)  10  6  9  55  52  49  26  11  (0)  (3) Winter Load Requirements  185  190  192  197  198  198  208  208  226  236  243  261 0 200
400
600
800
1,000
2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Qualifying Capacity (MW)
Scenario 3 Summer RA Position
Existing Coal Existing Gas Existing Clean
Existing Renewable Existing Demand Response New Storage New Renewable* New Distributed Resources Load Requirements Load
197
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
171 of 297

MW  2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Existing Resources Qualifying
Capacity  354  353  286  286  236  236  236  236  227  213  213  204 Length/(Shortage) Before New
Additions  169  163  94  89  38  38  28  28  1  (23)  (30)  (57) New Resources Qualifying Capacity  0  0  131  131  186  242  242  242  245  256  216  237 Length/(Shortage) After New
Additions  169  163  225  220  224  281  271  270  246  233  186  180

A minimum of 350 MW of commercial storage and of commercial solar (compared to 14 MW of commercial storage and 31 MW of commercial solar) is needed in 2030 and in 2050 (compared to 31 MW of commercial storage and 67 MW of commercial solar) to cover additional energy needs.

Scenario 3 can meet its loa d, sales, and storage charging with zero‐carbon resources. Figure 129 and Figure 130 show how PWP meets load as an island and with energy market access, respectively.

The modeling of new and installed resources for Scenario 3, was calculated based upon a variety of factors to include RA reliability requirements.  The Carbon‐Free Sce
narios require Glenarm to be either replaced, converted or adapted with carbon‐free dispatchable alternatives such as carbon capture, green hydrogen, biofuels or other future technologies as they emerge, or prior to 2030.    Until such future technologies become available at scale, the availability of the Glenarm facility will be
required across all Scenarios.

Figure 129: Scenario 3: Island – Resources That Load, Storage Charging, and Market Sales are Served By Resource Type  2023  2030  2031  2040  2050
Coal  25%  0%  0%  0%  0%
Natural Gas  16%  0%  0%  0%  0%
Large Hydroelectric  3%  2%  2%  2%  2%
Nuclear  5%  3%  3%  3%  0%
Biofuel  0%  0%  0%  0%  0%
Landfill Gas  5%  3%  0%  0%  0%
Geothermal  0%  18%  22%  24%  4%
Wind  1%  10%  10%  12%  12%
Solar  8%  62%  62%  58%  73%
Demand Response  7%  0%  0%  0%  0%
Market Purchases  29%  0%  0%  0%  0%
Fuel Cells  0%  0%  0%  0%  9%

Figure 130: Scenario 3: Energy Market Access – Resources That Load, Storage Charging, and Market Sales are Served By Resource Type  2023  2030  2031  2040  2050
Coal  25%  0%  0%  0%  0%
Natural Gas  16%  0%  0%  0%  0%
198
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
172 of 297

Resource Type  2023  2030  2031  2040  2050
Large Hydroelectric  3%  2%  2%  2%  2%
Nuclear  5%  3%  3%  3%  0%
Biofuel  0%  0%  0%  0%  0%
Landfill Gas  5%  3%  0%  0%  0%
Geothermal  0%  15%  18%  20%  3%
Wind  1%  8%  8%  10%  9%
Solar  8%  48%  49%  48%  55%
Demand Response  7%  0%  0%  0%  0%
Market Purchases  29%  22%  21%  17%  31%
Fuel Cells  0%  0%  0%  0%  0%

The resulting energy position is shown in Figure 131.

Figure 131: Scenario 3: Energy Market Access – Energy Position

17.4. Scenario 4: Reference Case (SB 1020)
Scenario 4 meets and exceeds state environmental requirements and serves as the basis for comparison for the other scenarios. Installed capacity under this scenario is shown in Figure 132. By 2030, installed capacity is 2.2 times PWP’s peak load.

0 500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Generation or Load (GWh)
Scenario 3: Energy Market Access ‐ Energy Position
Coal Natural Gas Large Hydroelectric Nuclear
Biofuel Landfill Gas Geothermal Wind
Solar Demand Response Market Purchases Fuel Cells
Load Storage Charging Market Sales
199
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
173 of 297

Figure 132: Scenario 4: New Cumulative Installed Capacity 2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Total New Resources  335  335  428  478  478  478  488  500  698  729 New Wind  250  250  250  250  250  250  260  260  20  70 New Geothermal
Contracted (Calpine Geysers and
Coso)  0  0  35  35  35  35  35  46  0  0
New  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Solar
Contracted (EDF Sapphire Solar)  0  0  39  39  39  39  39  39  39  0 Utility‐Scale Solar  0  0  0  0  0  0  0  0  430  440
Community  5  5  5  5  5  5  5  5  5  5
Commercial  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
Residential  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Storage
Contracted (EDF Sapphire Storage)  0  0  20  20  20  20  20  20  20  0 New 4‐Hour Storage  80  80  80  130  130  130  130  130  180  210 New 6‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New 8‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New 10‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Commercial  0  0  0  0  0  0  0  0  4  4
New Residential  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Fuel Cells  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0

Figure 133: Scenario 4: Cumulative Installed Capacity by Location 2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Total Installed Capacity  672  672  715  765  765  760  757  735  915  941 Total Existing Resources  337  337  287  287  287  282  269  235  218  212 Total New Resources  335  335  428  478  478  478  488  500  698  729 New Onshore Wind  250  250  250  250  250  250  260  260  20  70 New Offshore Wind  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Geothermal  0  0  35  35  35  35  35  46  0  0
Calpine Geysers  0  0  25  25  25  25  25  25  0  0
Coso Geothermal  0  0  10  10  10  10  10  21  0  0
New Utility‐Scale Solar PV  5  5  44  44  44  44  44  44  474  445 EDF Sapphire Solar  0  0  39  39  39  39  39  39  39  0 New External Solar  0  0  0  0  0  0  0  0  430  430
New External Solar (Storage Paired)  0  0  0  0  0  0  0  0  0  10 New Community Solar  5  5  5  5  5  5  5  5  5  5
200
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
174 of 297

2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 New PWP‐Funded Commercial Solar PV  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0 New PWP‐Funded Residential Solar PV  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0 New 4‐Hour Storage  80  80  100  150  150  150  150  150  200  210 EDF Sapphire Storage  0  0  20  20  20  20  20  20  20  0 New 4‐Hour Storage (Land‐Based
External Wind Paired)  0  0  0  0  0  0  0  0  0  5
New 4‐Hour Storage (External Solar
Paired)  0  0  0  0  0  0  0  0  0  5
New 4‐Hour Internal Storage  80  80  80  130  130  130  130  130  180  200 New 6‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New 8‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New 10‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New PWP‐Funded Commercial Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  4  4 New PWP‐Funded Residential Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0 New Fuel Cells  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Biogas Conversion for Glenarm  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0 Peak Load (MW)  335  338  341  343  346  348  362  371  380  390

In 2025, PWP brings its peak installed capacity online. This is the first year that resources can be installed in the model.

Installed capacity totaling 108 MW from IPP coal expires June 30, 2025, and is replaced by 50 MW of natural gas from that facility.  Of  the  335  MW  of  new  capacity  brought  o nline  in  2025,  250  MW  is  wind,  80  MW  is  storage,  and  5  MW  is community solar. Due to the RA contribution of renewables being smaller compared to fossil fuels, more installed capacity is needed to replace the coal. In Scenario 4, this is apparent with wind, which does not replace coal at a 1:1 ratio.

PWP has proactively executed con
tracts for the 93 MW brought online in 2027. The 35 MW of geothermal resources is planned from Coso Geothermal and Calpine Geysers Geothermal, and 39 MW of solar and 20 MW of storage come from the EDF Sapphire Solar project. These resources, in addition to th e resources installed in 2025, help cover the loss of 50 MW of installed capacity from the IPP natural gas facility on June 30, 2027. By 2028, there is another 50 MW of new storage installed to assist with the natural gas contract expiration. Then, th rough the 2030s, retirements and additions are smaller (+/‐ 15 MW). The resulting capacity position is shown in Figure 134 and Figure 135.

201
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
175 of 297

Figure 134: Scenario 4: Summer Resource Adequacy

Figure 135: Scenario 4: Resource Adequacy Position
MW  2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Summer Load Requirements  380  383  394  397  400  403  406  409  425  436  447  458 Existing Resources Qualifying Capacity  356  355  289  288  238  238  238  237  229  214  209  204 Length/(Shortage) Before New Additions  (24)  (27)  (105)  (109)  (162)  (166)  (169)  (172)  (196)  (222)  (237)  (254) New Resources Qualifying Capacity  0  0  115  115  171  221  221  221  222  233  237  251 Length/(Shortage) After New Additions  (24)  (27)  10  6  9  55  52  49  26  11  (0)  (3) Winter Load Requirements  185  190  192  197  198  198  208  208  226  236  243  261 Existing Resources Qualifying Capacity  354  353  286  286  236  236  236  236  227  213  213  204 Length/(Shortage) Before New Additions  169  163  94  89  38  38  28  28  1  (23)  (30)  (57) New Resources Qualifying Capacity  0  0  131  131  186  242  242  242  245  256  216  237 Length/(Shortage) After New Additions  169  163  225  220  224  281  271  270  246  233  186  180

In  this  IRP,  PWP  assumes  that  storage  receives  100%  of  nameplate  capacity  in  qualifying  capacity.  This  is  the  current accreditation for 4‐hour storage in 2022. As shown in Figure 136, wind receives 14% of its nameplate capacity in qualifying capacity in August. In 2025, solar receives 10% of its nameplate capacity in qu alifying capacity in August. This IRP forecasts the qualifying capacity for solar to decrease to 8% by 2031.

0 100
200
300
400
500
2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Qualifying Capacity (MW)
Scenario 4: Summer RA Position
Existing Coal Existing Gas Existing Clean
Existing Renewable Existing Demand Response New Storage New Renewable* New Distributed Resources Load Requirements Load
202
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
176 of 297

Figure 136: Scenario 4: Summer Qualifying Capacity

There is significant uncertainty regarding resources’ future qualifying capacity. For example, if the qualifying capacity of storage  declines,  PWP  would  need  to  install  or  purchase  additional  capacity.  Markets  across  the  country,  including California,  are  considering  the  long‐term  qualifying  capacity  of  storage  and  how  it  may  decline  for  shorter  duration resources. 152
Figure 137 and Figure 138 show the resources that PWP’s load, storage, and market sales are met by under Scenario 4.

Figure 137: Scenario 4: Resources That Load, Storage Charging, and Market Sales are Served By Resource Type  2023  2030  2031  2040  2050
Coal  24%  0%  0%  0%  0%
Natural Gas  16%  10%  10%  5%  0%
Large Hydroelectric  3%  2%  2%  2%  2%
Nuclear  5%  3%  3%  3%  0%
Biofuel  0%  0%  0%  0%  0%
Landfill Gas  5%  3%  0%  0%  0%
Geothermal  0%  14%  14%  19%  0%
Wind  1%  40%  40%  43%  10%

152 https://www.cpuc.ca.gov/‐/media/cpuc‐website/divisions/energy‐division/documents/demand‐side‐management/acc‐models‐ latest‐version/2022‐acc‐capacity‐avoided‐cost‐v1b.xlsx
0 100
200
300
400
500
600
700
800
Installed Qualifying Installed Qualifying
2025 2031
MW
Scenario 4: Summer Qualifying Capacity
Fossil Large Hydro & Nuclear & Landfill Wind Geothermal Solar Storage Demand Response 203
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
177 of 297

Resource Type  2023  2030  2031  2040  2050
Solar  8%  11%  12%  8%  59%
Demand Response  7%  0%  0%  0%  0%
Market Purchases  30%  16%  18%  19%  28%
Fuel Cells  0%  0%  0%  0%  0%

Figure 138: Scenario 4: Energy Position

Scenario 4 elects to install more wind rather than other combustion resources, such as biofuel or green hydrogen, to meet renewable  requirements.  Forecasts  for  hydrogen  and  biofuel  prices  were  created  from  publicly  available  resources.

Incentives embedded in  new legislation, or local circumstances, may change the economics of these alternative fuels.

Figure 139 includes an estimate of costs from hydrog en assuming a 6,469 Btu/kWh heat rate and from biofuel assuming a 10,500 Btu/kWh heat rate.

0 500
1,000
1,500
2,000
2,500
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Generation or Load (GWh)
Scenario 4 Energy Position
Coal Natural Gas Large Hydroelectric Nuclear
Biofuel Landfill Gas Geothermal Wind
Solar Demand Response Market Purchases Fuel Cells
Load Storage Charging Market Sales
204
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
178 of 297

Figure 139: Wind and Solar vs. Alternative Fuels

17.5. Scenario 5: Reference Case Plus Social Cost of Carbon Scenario  5  incorporates  an  additional  carbon  tax  on  fossil‐fuel,  landfill,  and  market  resources.  The  resulting  installed capacity is shown in Figure 140. In 2025, PWP brings 610 MW of wind online, as well as 30 MW of storage and 5 MW of community solar. By 2030, PWP has 3 times its peak capacity in installed capacity.

Figure 140: Scenario 5: Installed Capacity
2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Total New Resources  645  655  748  748  748  768  768  800  697  728 New Wind  610  610  610  610  610  610  610  610  0  40 New Geothermal
Contracted (Calpine Geysers
and Coso)  0  0  35  35  35  35  35  46  0  0
New  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Solar
Contracted (EDF Sapphire
Solar)  0  0  39  39  39  39  39  39  39  0
Utility‐Scale Solar  0  0  0  0  0  0  0  0  440  470
Community  5  5  5  5  5  5  5  5  5  5
Commercial  0  0  0  0  0  0  0  0  2  2
Residential  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Storage
Contracted (EDF Sapphire
Storage)  0  0  20  20  20  20  20  20  20  0
0 100
200
300
400
500
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
$Nominal/MWh
Wind and Solar vs. Alternative Fuels
Wind ($/MWh) Solar ($/MWh) Hydrogen ($/MWh) Biofuel
205
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
179 of 297

2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 New 4‐Hour Storage  30  40  40  40  40  60  60  80  190  210 New 6‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New 8‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New 10‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Commercial  0  0  0  0  0  0  0  0  1  1
New Residential  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Fuel Cells  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0

Figure 141: Scenario 5: Cumulative Installed Capacity by Location 2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Total Installed Capacity  982  992  1,035  1,035  1,035  1,050  1,037  1,035  914  940 Total New Resources  645  655  748  748  748  768  768  800  697  728 New Onshore Wind  610  610  610  610  610  610  610  610  0  40 New Land‐Based External
Wind  610  610  610  610  610  610  610  610  0  30
New Offshore Wind  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Geothermal  0  0  35  35  35  35  35  46  0  0
Calpine Geysers  0  0  25  25  25  25  25  25  0  0
Coso Geothermal  0  0  10  10  10  10  10  21  0  0
New Utility‐Scale Solar PV  5  5  44  44  44  44  44  44  484  475 EDF Sapphire Solar  0  0  39  39  39  39  39  39  39  0 New External Solar  0  0  0  0  0  0  0  0  440  460
New External Solar (Storage
Paired)  0  0  0  0  0  0  0  0  0  10
New Community Solar  5  5  5  5  5  5  5  5  5  5
New PWP‐Funded Commercial
Solar PV  0  0  0  0  0  0  0  0  2  2
New PWP‐Funded Residential
Solar PV  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New 4‐Hour Storage  30  40  60  60  60  80  80  100  210  210 EDF Sapphire Storage  0  0  20  20  20  20  20  20  20  0 New 4‐Hour Storage (Land‐
Based External Wind Paired)  0  0  0  0  0  0  0  0  0  5 New 4‐Hour Storage
(External Solar Paired)  0  0  0  0  0  0  0  0  0  5
New 4‐Hour External
Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  10  10
New 4‐Hour Internal Storage  30  40  40  40  40  60  60  80  180  190 206
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
180 of 297

2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 New 6‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New 8‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New 10‐Hour Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New PWP‐Funded Commercial
Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  1  1
New PWP‐Funded Residential
Storage  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Fuel Cells  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
New Biogas Conversion for
Glenarm  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0
Peak Load (MW)  335  338  341  343  346  348  362  371  380  390

The installed capacity under Scenario 5 creates the RA position in Figure 142 and Figure 143.

Figure 142: Scenario 5: Summer Resource Adequacy

Figure 143: Scenario 5: Resource Adequacy Position
MW  2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Summer Load
Requirements  380  383  394  397  400  403  406  409  425  436  447  458 Existing Resources
Qualifying Capacity  356  355  289  288  238  238  238  237  229  214  209  204 0 100
200
300
400
500
2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Qualifying Capacity (MW)
Scenario 5 Summer RA Position
Existing Coal Existing Gas Existing Clean
Existing Renewable Existing Demand Response New Storage New Renewable* New Distributed Resources Load Requirements Load
207
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
181 of 297

MW  2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  2035  2040  2045  2050 Length/(Shortage)
Before New
Additions
(24)  (27)  (105)  (109)  (162)  (166)  (169)  (172)  (196)  (222)  (237)  (254) New Resources
Qualifying Capacity  0  0  115  125  182  182  182  202  201  231  242  245 Length/(Shortage)
After New
Additions
(24)  (27)  9  16  20  16  13  30  6  9  5  (9)
Winter Load
Requirements  185  190  192  197  198  198  208  208  226  236  243  261 Existing Resources
Qualifying Capacity  354  353  286  286  236  236  236  236  227  213  213  204 Length/(Shortage)
Before New
Additions
169  163  94  89  38  38  28  28  1  (23)  (30)  (57)
New Resources
Qualifying Capacity   0  0  155  165  220  237  237  257  257  288  218  227 Length/(Shortage)
After New
Additions
169  163  249  254  258  275  265  285  257  265  189  171

Adding the social cost of carbon (SCC) to carbon‐emitting resources incentivizes other renewable resources. The SCC is so high that, in some instances, the model would opt for a $2,000/MWh penalty charge rather than turning on the Glenarm units (Figure 144).

Figure 144: Average Resource Costs with Carbon Tax (SCC) Average Cost of Energy ($Nominal/MWh)  New PPAs
($Nominal/MWh)
Year  GT ‐ 1  GT ‐ 2  GT ‐ 3  GT ‐ 4  GT ‐ 5  IPP Coal  IPP Gas  Magnolia  Wind  Solar 2023    $674.83  $707.78    $385.66  $429.20    $266.28 2024    $527.20  $574.66    $400.00  $434.82    $229.25 2025    $578.77      $450.61  $442.78  $208.48  $234.86  $58.00  $33.00 2026    $583.22          $215.28  $240.01  $52.52  $33.00 2027    $535.31  $705.54        $222.72  $250.34  $47.04  $33.00 2028  $503.21  $485.49  $403.27  $408.34  $359.50      $257.91  $41.55  $30.98 2029    $689.04    $538.77  $398.22      $265.40  $36.07  $28.95 2030  $538.41  $515.76  $408.17  $418.79  $377.20      $272.21  $30.59  $26.93 2031    $530.91  $578.07  $461.82  $400.50      $279.28  $25.11  $24.90 2032                $288.07  $19.63  $22.88
2033                $295.63  $19.59  $23.26
208
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
182 of 297

Average Cost of Energy ($Nominal/MWh)  New PPAs
($Nominal/MWh)
Year  GT ‐ 1  GT ‐ 2  GT ‐ 3  GT ‐ 4  GT ‐ 5  IPP Coal  IPP Gas  Magnolia  Wind  Solar 2034                $303.66  $25.55  $25.61
2035                $311.27  $31.80  $28.32
2036                $320.62  $44.65  $33.14

Wind generation helps produce the energy position shown in Figure 146 and Figure 147.

Figure 145: Scenario 5: Resources That Load, Storage Charging, and Market Sales are Served By Resource Type  2023  2030  2031  2040  2050
Coal  10%  0%  0%  0%  0%
Natural Gas  4%  2%  2%  0%  0%
Large Hydroelectric  4%  2%  2%  2%  2%
Nuclear  6%  2%  2%  2%  0%
Biofuel  0%  0%  0%  0%  0%
Landfill Gas  6%  2%  0%  0%  0%
Geothermal  0%  10%  10%  13%  0%
Wind  1%  69%  70%  70%  6%
Solar  8%  8%  8%  6%  62%
Demand Response  7%  0%  0%  0%  0%
Market Purchases  53%  5%  6%  7%  30%
Fuel Cells  0%  0%  0%  0%  0%

209
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
183 of 297

Figure 146: Scenario 5: Energy Position

Scenario 5 produces less carbon than Scenario 4 under the Cap‐and‐Trade Program, which, in this IRP, includes emissions from Glenarm, IPP coal, IPP natural gas, and Magnolia (Figure 147).

Figure 147: Total Carbon Emissions Under Cap‐and‐Trade (Scenarios 1 through 5)

Another  method  of  quantifying  carbon  would  be  to  credit  or  debit  market  sales  or  purchases  from  PWP’s  portfolio assuming  the  carbon  intensity  of  CAISO.  PWP  would  have  to  be  cautious  of  avoiding  any  claims  to  renewable 0 500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Generation or Load (GWh)
Scenario 5: Energy Position
Coal Natural Gas Large Hydroelectric Nuclear
Biofuel Landfill Gas Geothermal Wind
Solar Demand Response Market Purchases Fuel Cells
Load Storage Charging Market Sales
‐
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
800,000
Short Tons of Carbon
Carbon Emissions Under Cap‐and‐Trade
Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Scenario 4 Scenario 5 Carbon Cap 210
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
184 of 297

characteristics if the energy is sold. As shown in Figure 148, by that calculation, because of PWP’s sales, PWP could offset emissions elsewhere on the grid.

Figure 148: Total Portfolio Carbon Emissions (Netting Market Purchases and Sales)

17.6. Scenario 6: Emerging Technologies Study Scenario
Scenario 6 investigates at what value emerging technologies could provide to PWP. It attempts to answer the following questions:
 If PWP reduces energy load and peak power demand over all hours by 1%, 2%, or 3%, how much would ratepayers save?
 If PWP reduces the top 0.5%, 1%, and 1.5% of peak hours in  a year by 30 MW, how much would ratepayers save?

The  savings  translate  into  a  cost  that  represents  a  financial  viability  point  for  an  emerging  technology  that  could accomplish either of the above two goals. Note that the load forecast already includes resources that are cost effective, such as ener
gy efficiency and demand response.

17.6.1. Scenario 6: Energy Efficiency Proxy
Scenario 2 has the greatest costs because it is the most constrained. Emerging technology would provide the most value under Scenario 2. For the energy efficiency proxy, Scenario 2 is re‐run with 1%, 2%, and 3% less load across all hours. New resources can be selected to meet load.

The difference in cost be tween these model runs can show where a point of financial viability is for this type of resource.

For another 1% of energy efficiency in addition to what is in the load forecast, under Scenario 2, a financial viability point 0 100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Short Tons of Carbon
Total Carbon Emissions Includes Market Purchases/Sales
Scenario 1 (Island) Scenario 1 (Energy Market Access)
Scenario 2 (Island) Scenario 2 (Energy Market Access)
Scenario 3 (Island) Scenario 3 (Energy Market Access)
Scenario 4 Scenario 5
211
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
185 of 297

is around $259/MWh (in $2030). For the next 1%, a point of financial viability is $127/MWh (in 2030 dollars), and it is not as cost effective afterward in Scenario 2, as shown in Figure 149. Figure 149 also contains the average costs for the entirety of the 1%, 2%, or 3% avoided.

Figure 149: Scenario 6: Energy Efficiency Proxy – Results 20‐Year $/MWh Avoided
(2030 $, 2030‐2049)  Reduce 1% of Load  Reduce 2% of Load  Reduce 3% of Load Incremental Cost   $259  $127  ($140)
Average Cost  $259  $193  $82

17.6.2. Scenario 6: Demand Response Proxy
The same type of study was run for a demand response type of resource. The model is run three times, with load reduced by 30 MW across 0.5%, 1%, or 1.5% of peak hours. The model may build new resources each time. The IRP calculates the difference in cost between each model run. This is how much PWP could be  willing to pay for a resource that can reduce peaks across a given number of hours in a year.

From 2030 through 2049, in 2030 dollars, a financial viability point is $12.29/kW‐month for 1.5% of peaks, and $10.61/kW‐ month for 1.0% of peaks. Reducing only 0.5%  of peaks each year does not avoid a new resource build during this time under this model run. See Figure 150.

Figure 150: Scenario 6: Demand Response Proxy: Results
Average Cost  0.5% of Peaks  1.0% of Peaks  1.5% of Peaks 20‐Year $/kW‐Month Avoided (2030 $,2030‐2049)  (2.79)  10.61  12.29

The Scenario 6 is run under one set of normal operating conditions under one load forecast. Additional model runs for other scenarios or other conditions may provide a greater range of avoided costs.

17.7. Scenario Comparisons
Across scenarios, the amount of installed capacity by 2031 (the first full year of hourly carbon‐free energy) ranges from 750 MW (Scenario 4) to 1,509 MW (Scenario 3). This is equivalent to two to four times PWP’s peak load. See Figure 151 and Figure 152. By 2031, PWP needs between 80 MW (Scenarios 4 and 5) and 690 MW (Scenario 2) of solar. By 2031, PWP needs between 0 MW (Scenario 1) and 610
MW (Scenario 5) of wind. By 2031, PWP needs between 80 MW (Scenario 5) and 685 MW (Scenario 2) of batteries.

212
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
186 of 297

Figure 151: Installed Capacity of Scenarios

Figure 152: Installed Capacity of Scenarios by Type in 2031

PWP will have to bring online more than its peak in installed capacity. The installed capacity is higher than peak load for two reasons: qualifying capacity and reliability.
‐
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Installed Capacity (MW)
Installed Capacity (MW)
Peak Load Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Scenario 4 Scenario 5 ‐
500
1,000
1,500
2,000
Scenario 1 Scenario  2 Scenario  3 Scenario  4 Scenario  5 Installed Capacity (MW)
Installed Capacity By 2031
Gas/Oil:Combined Cycle Gas/Oil:Combustion Turbine Fuel Cells Hydro Nuclear Geothermal
Solar Wind Battery
Peak (2031)
213
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
187 of 297

RA answers the question: “What reliability contribution does that installed capacity bring PWP?” The contribution of solar has declined over time. It is anticipated that this trend will continue. The qualifying capacity of the installed resources in 2031 is shown in Figure 153.

Figure 153: Qualifying Capacity of Scenarios in 2031

PWP assumes 100% qualifying capacity for storage (of any chosen duration) in this IRP. It is anticipated that the capacity accreditation of storage will decline over time in markets across the U.S. If this occurs, PWP would need additional installed energy and/or storage capacity.

The other reason PWP requires more installed capacity than peak is relia bility. Internal resources are required to help serve load reliably given that PWP is a transmission‐constrained system. See Figure 154 for a breakdown of resources installed internal to PWP. Additional transmission interconnections would reduce the need for internal resources. PWP is constrained in terms of how many utility‐scale resources it can instal l inside its service territory because the city is mostly developed and densely built.

Figure 154: Internal vs. External Installed Capacity in 2031 Installed Capacity in 2031 (MW)
External (CAISO)  Internal (Pasadena)  Total
Scenario 1  153  701  854
Scenario 2  508  1,001  1,509
Scenario 3  408  939  1,347
Scenario 4  417  333  750
Scenario 5  777  263  1,040

0 200
400
600
800
1,000
Scenario 1 Scenario  2 Scenario  3 Scenario  4 Scenario  5 Qualifying Capacity (MW)
Qualifying Capacity in 2031
Gas/Oil:Combined Cycle Gas/Oil:Combustion Turbine Fuel Cells Hydro Nuclear Geothermal
Solar Wind Battery
PWP Load PWP Requirements
214
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
188 of 297

For internal capacity, there are varying amounts of distributed versus utility‐scale resources depending on the Scenario (Figure 155).

Figure 155: Installed Capacity Distributed Resources per Scenario – in Addition to Load Forecast

New 2‐Hour
Residential
Storage (MW)
New 4‐Hour Commercial Storage (MW)  New Commercial Solar (MW) New
Residential
Solar (MW)
Year  Scenario
3  2  3  4  5  2  3  5  3
2025  1    1        31    17
2026  2    2        31    21
2027  2    2        31    21
2028  2    2        31    22
2029  3    6        31    22
2030  3  400  350      400  350    23
2031  3  400  350      400  350    25
2032  4  400  360      400  350    26
2033  4  400  360      400  357    28
2034  5  400  360      400  357    31
2035  5  400  360      400  357    38
2036  6  400  360      400  357    38
2037  6  400  360      400  357    38
2038  7  400  360      400  357    38
2039  8  400  360      400  357    38
2040  8  400  360      400  359    39
2041  9  400  360      400  360    40
2042  10  400  364      400  375    46
2043  11  403  364  2    400  375    46
2044  11  403  364  4  1  400  375    46
2045  12  403  363  4  1  400  375  2  57
2046  13  403  362  4  1  400  375  2  53
2047  14  403  362  4  1  408  375  2  53
2048  15  403  362  4  1  408  375  2  52
2049  17  403  358  4  1  408  381  2  58
2050  17  400  350  4  1  400  350  2  57
215
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
189 of 297

By 2031, PWP is generating between 100% and 200% of its energy needs (Figure 156). Solar is generating between 17% and 113% of PWP’s energy annual needs and wind between 0%and 141% because PWP has excess capacity. This would result in overgeneration, but PWP could sell the excess generation in certain hours.

Figure 156: Net Generation of Scenarios in 2031

This  generation  translates  into  wind  and  solar  generation  in  excess  of  PWP’s  California  regulatory  renewable requirements. By 2031, PWP is producing two (Scenario 4) to three (Scenario 5) times its 2031 RPS requirements. PWP can exceed its requirement to have 60% of its load covered by renewable energy by two or three times. See Figu re 157.

0 50
100
150
200
Scenario 1 Scenario  2 Scenario  3 Scenario  4 Scenario  5 Percent of PWP"s Load (%)
Net Generation in 2031
Gas/Oil:Combined Cycle Gas/Oil:Combustion Turbine Fuel Cells Hydro Nuclear Geothermal
Solar Wind Battery
Annual Load (2031)
216
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
190 of 297

Figure 157: Renewable Compliance Across Scenarios

This renewable resource requirement met not only through wind and solar but also through geothermal and renewable hydrogen fuel cells. By 2031, PWP produces between 28% (Scenario 4) and 189% (Scenario 2) of its RPS requirements in solar and between 0% (Scenario 1) and 235% (Scenario 5) of its RPS requirements in wind. See Figu re 158.

Figure 158: Renewable Compliance across Scenarios by Type in 2031

0 500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Renewable Resources (GWh)
Annual CA Renewable Requirements
RPS Requirements Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Scenario 4 Scenario 5 ‐
50 100
150
200
250
300
350
Scenario 1  Scenario 2  Scenario 3  Scenario 4  Scenario 5 Percent of PWP's RPS Requirements (%)
Annual CA RPS Requirements (2031)
Fuel Cell  Geothermal  Solar  Wind  RPS Requirements
217
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
191 of 297

Renewable resources are eligible as zero‐carbon resources to meet California’s annual State environmental requirements.

All scenarios meet California requirements to serve energy with renewable and zero‐carbon resources by 2045. By 2045, in the carbon‐free scenarios, PWP has excess renewable and zero‐carbon energy (Figure 159).

Figure 159: Annual Zero‐Carbon Requirements by Scenarios

Those requirements are met by resources like solar (Figure 160).

Figure 160: Zero‐Carbon across Scenarios by Type in 2045

0 500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Renewable and Zero‐Carbon Resources
(GWh)
Annual CA Zero‐Carbon Requirements
Renewable & Zero‐Carbon Requirements Scenario 1
Scenario 2 Scenario 3
Scenario 4 Scenario 5
‐
50 100
150
Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Scenario 4 Scenario 5
Percent of PWP's RPS Requirements (%)
Annual CA Renewable & Zero‐Carbon Requirements (2045)
Fuel Cell Hydro
Nuclear Geothermal
Solar Wind
Renewable & Zero‐Carbon Requirements
218
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
192 of 297

By the end of 2030, PWP can operate a 100% carbon‐free hourly system under the carbon‐free scenarios (Figure 161).

PWP has landfill gas that contractually expires toward the end of 2030, so compliance occurs by 2031. Under Scenario 4 PWP can operate above a 60% hourly carbon‐free system, and under Sce nario 5 above 80%.

Figure 161: Carbon‐Free across Scenarios
Year  Scenario 1  Scenario 2  Scenario 3  Scenario 4  Scenario 5 2023  17%  17%  16%  17%  21%
2024  16%  16%  16%  16%  20%
2025  34%  36%  39%  40%  64%
2026  32%  34%  37%  38%  62%
2027  49%  51%  52%  55%  76%
2028  53%  55%  56%  59%  80%
2029  54%  55%  57%  60%  80%
2030  96%  97%  97%  60%  78%
2031  100%  100%  100%  62%  81%

The  information  in  Figure  161  represents  single  model  runs  conducted  under  normal  operating  conditions.  Sensitivity analyses regarding load, power prices, fuel prices, cost of new resources, and others could provide additional information on capacity and generation required to meet goals.

17.8. Sensitivity 1: Heat Wave
A significant stressor like a heat wave causes reliability concerns. These reliability concerns appear as additional energy needs. These needs are spread across a certain number of hours, and those hours occur across a certain number of days.

The IRP model can also identify the maximum hourly demand for additional resource needs. This could be though t of as a potential resource size to help alleviate the reliability concerns.

Scenarios 4 and 5 maximize the Goodrich connection, so additional resources would be needed. For Scenarios 1, 2, and 3, additional utility‐scale resources could be located outside PWP and imported over the Goodrich interconnection or located internal  to  PWP.  Th
e  last  two  columns  in  Figure  162  show  the  amount  of  resources  that  would  have  to  be  installed internally and externally.

Figure 162: Heat Wave Sensitivity Results
Scenario
Additional
Energy
Required
(MWh)
Additional
Energy
Required
(Hours)
Additional
Energy
Required
(Days)
Largest
Hourly
Demand
for
Additional
Energy
(MW)
Additional
Resources That
Have To Be Located
Internally
Additional Resources
That Could Be Located
Externally
Scenario 1  1,991  32  9  248  40 MWh total with a
29 MW maximum
1,951 MWh total with a
219 MW maximum
219
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
193 of 297

Scenario
Additional
Energy
Required
(MWh)
Additional
Energy
Required
(Hours)
Additional
Energy
Required
(Days)
Largest
Hourly
Demand
for
Additional
Energy
(MW)
Additional
Resources That
Have To Be Located
Internally
Additional Resources
That Could Be Located
Externally
Scenario 2  8,252  188  24  327  1,755 MWh total
with a 240 MW
maximum
6,497 MWh total with an
87 MW maximum
Scenario 3  22,959  370  30  406  3,041 MWh total
with a 241 MW
maximum
19,918 MWh total with a
165  MW maximum
Scenario 4  6  8  6  1  6 MWh total with a
1 MW maximum
None (Goodrich is fully
importing)
Scenario 5  133  23  12  36  133 MWh total with
a 36 MW maximum
None (Goodrich is fully
importing)

This is the
total
additional
energy
need in the
month.

This is how
many
unique
hours this
energy
need
shows up.

This is how
many
unique
days this
energy
need
shows up.

This is the
maximum
need in an
hour.

The scenarios have
the reliability needs
indicated in the first
four columns.

If PWP allows the
maximum capacity
over Goodrich, this
amount would have
to be located
internally, and the
remainder would
have to be located
externally.

For Scenarios 1, 2, and 3,
some resources could be
located external to PWP.

There is still excess
capacity over the
Goodrich connection.

There are 32 hours over nine days in Scenario 1 when there are additional energy needs. Overall, there is a total of 1,991 MWh of additional energy needs in this month under the Heat Wave. The hour with the largest energy need is Hour Ending (HE) 18 on September 11, 2030, when an extra 248 MW is need ed. See Figure 163.

220
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
194 of 297

Figure 163: Scenario 1: Heat Wave

However, PWP could import another 219 MW across Goodrich in that hour. In this case, PWP would need an additional 29 MW located internally. See Figure 164. When Goodrich increases from 280 MW to 336 MW, this capacity could be external.

Figure 164: Scenario 1: Heat Wave with Goodrich Maximized

0 100
200
300
400
500
600
1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 01 11 21 31 41 51 61 71 81 92 02 12 22 32 4 MW
Hour Ending
Scenario 1: Heat Wave – September 11, 2030
External Resources New 4‐Hr Internal Storage
New 4‐Hr Storage (Internal Solar Paired) New 6‐Hr Internal Storage New 8‐Hr Internal Storage New Internal Fuel Cells
New Internal Solar New Internal Solar (Storage Paired)
Windsor Reservoir Solar Demand (MW)
0 200
400
600
800
123456789 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 2 2 2 3 2 4 MW
Hour Ending
Scenario 1: Heat Wave – September 11, 2030
External Resources New 4‐Hr Internal Storage
New 4‐Hr Storage (Internal Solar Paired) New 6‐Hr Internal Storage New 8‐Hr Internal Storage New Internal Fuel Cells
New Internal Solar New Internal Solar (Storage Paired)
Windsor Reservoir Solar Potential Imports
221
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
195 of 297

In Scenario 2, even if Goodrich imports additional carbon‐free power up to its maximum potential, PWP could need an additional 240 MW in a given hour to help serve load (Figure 165).

Figure 165: Scenario 2: Heat Wave with Goodrich Maximized

Based on the top 10 hours of additional energy needs in Scenario 3, there are some high‐risk days and high‐risk hours. The high‐risk hours in this forecast are HE 16 though HE 20. See Figure 166.

Figure 166: Scenario 3: Heat Wave Top 10 Additional Energy Need Hours (September 2030) Scenario 3: Heat Wave – Top 10 Additional Energy Need Hours (September 2030) Day  Interval
(HE)
Demand
(MW)
External
Resources
(MW)
Distributed
Storage
(MW)
Distributed
Solar (MW)
Utility
Solar
New 4‐
Hour
Internal
Storage
New
Internal
Fuel Cells
Additional
Energy
Needs?
Potential
Imports?
Remaining
Needs?
6  19  394  96  0  0  0  0  5  293  184  109
10  19  387  97  0  0  0  0  5  285  183  102
11  16  565  248  0  139  5  0  5  169  32  137
11  17  562  187  0  63  3  0  5  305  93  212
11  18  539  115  0  12  1  0  5  406  165  241
11  19  482  95  0  0  0  0  5  382  185  197
11  20  428  98  0  0  0  0  5  325  182  143
21  17  454  161  0  52  2  0  5  234  119  115
21  18  422  102  0  6  0  0  5  309  178  131
21  19  386  97  0  0  0  0  5  283  183  101

(100)
0 100
200
300
400
500
600
MW
Month_Day_Hour Ending
Scenario 2: Heat Wave – September 10 and 11, 2030
External Resources New 4‐Hr Commerical Storage New 4‐Hr Internal Storage New Commercial Solar New Community Solar New Internal Fuel Cells Windsor Reservoir Solar Potential Imports Demand (MW)
222
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
196 of 297

Scenario 3 shows more additional energy needs under a heat wave than Scenario 2 because of differences in amounts of installed capacity (Figure 167). In 2030, Scenario 2 has 1,001 MW installed internally, while Scenario 3 has 937 MW (64 MW less than Scenario 2). Furthermore, the breakdown of technology types and amounts is different be tween the two scenarios. Different technology mixes interact differently during a heat wave.

Figure 167: Internal Installed Capacity in 2030 for Scenario 2 and 3 Resource  Scenario 2 (MW)  Scenario 3 (MW)
New 2‐Hour Residential Storage

3 New 4‐Hour Commercial Storage  400  350
New 4‐Hour Internal Storage  190  200
New Commercial Solar  400  350
New Community Solar  5  5
New Internal Fuel Cells  5  5
New Residential Solar

23 Windsor Reservoir Solar  1  1
Total  1,001  937

Scenario 4 also shows additional energy needs; however, there is availability on the Glenarm units. See Figure 168. In the model, paying a $2,000/MWh penalty is preferable to paying to start the unit given high fuel costs. 223
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
197 of 297

Figure 168: Scenario 4: Heat Wave
Day  HE  Demand
(MW)
External
Resources
(MW)
Market
Purchases
(MW)
Glenarm
(GT) (MW)
Other
Internal
(MW)
Additional
Energy
Needs?
(MW)
GT Spare
Capacity?
(MW)
1  17  478  128  151  153  44  0  45
8  15  439  132  147  153  5  1  45
10  15  449  150  130  153  16  0  45
14  15  459  127  153  153  26  1  45
14  17  457  115  165  153  24  0  45
21  17  454  108  170  111  62  1  45
21  18  422  86  192  111  30  1  45
28  16  437  147  132  111  45  1  45

Scenario 5 shows additional energy needs ranging from 1 MW to 36 MW across six consecutive hours. Scenario 5 includes 60 MW of installed internal storage by 2030 compared to 130 MW in Scenario 4.

The following are the three primary findings from the heat wave sensitivity test:
 There are additional ener gy needs.
 There is a need for additional internal resources or increased transmission capacity.  There are certain hours of interest (HE 15 through HE 18).

17.9. Sensitivity 2: Goodrich Transfer Contingency
PWP  is  a  transmission‐constrained  system.  Goodrich  is  the  one  gateway  that  is  currently  operating  constantly.  This sensitivity test evaluates what happens if the capacity at Goodrich is reduced by one‐half.

As shown in Figure 169, under a single week of highest demand under normal operating conditions outside the Goodrich contingenc
y, all scenarios can operate reliably.

Figure 169: Goodrich Transfer Contingency Results
Week of September 8 – 14, 2030  2030 Full Year
Scenario
Additional
Energy
Required
(MWh)
Additional
Energy
Required
(Hours)
Additional
Energy
Required
(Days)
Additional
Energy
Required
(MWh)
Additional
Energy
Required
(Hours)
Additional
Energy
Required
(Days)
1  0  0  0  0  0  0
2  0  0  0  0  0  0
3  0  0  0  0  0  0
4  0  0  0  2  7  7
5  0  0  0  25  18  28
224
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
198 of 297

The carbon‐free scenarios have sufficient additional resources installed internally to support reliability. The total amounts of internal resources in 2030 are shown in Figure 170.

Figure 170: Internal Installed Capacity in 2030 Across Scenarios Installed Capacity (MW)  Scenario 1  Scenario 2  Scenario 3  Scenario 4  Scenario 5 Resources in CAISO  163  488  408  427  787
Resources In PWP Service Territory  696  1001  937  333  263

The peak week is not always the week of greatest reliability concern. There can also be reliability needs in winter (February in this IRP). Compared to Scenarios 1‐3, Scenarios 4 and 5 do not have the same quantity of internal resources installed, so they may require additional resources to help serve energy needs in February. The monthly needs for Scenarios 4 and
5 are shown in Figure 171.

Figure 171: Scenario 4 and 5: Additional Energy Needs Under Heat Wave Scenario 4  Scenario 5
Month
(2030)
Additional
Energy Needs
(Hours)
Additional
Energy Needs
(Days)
Additional
Energy Needs
(MWh)
Additional
Energy Needs
(Hours)
Additional
Energy Needs
(Days)
Additional
Energy Needs
(MWh)
January  1  1  0  4  3  1
February  2  2  1  8  4  19
March  1  1  0  2  2  1
April  0  0  0  0  0  0
May  0  0  0  5  4  6
June  2  2  1  1  1  0
July  1  1  0  1  1  0
August  0  0  0  2  2  0
September  0  0  0  0  0  0
October  0  0  0  0  0  0
November  0  0  0  2  1  2
December  0  0  0  0  0  0
225
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
199 of 297

18. Battery Storage

18.1. Storage in the IRP
Battery  storage  is  commercially  available  peaking  capacity.  Multiple  storage  technologies  currently  exist  or  have  had promising breakthroughs, but lithium‐ion remains the most implemented type of battery storage type.153 PWP included battery storage as a selectable resource in its IRP.

Storage applications are defined by a set of cost and operating parameters, including the following:
 Cost
 Costs are commonly shown in $/kWh, which can be converted to $/kW by multiplying by the duration of the storage project. For PWP’s IRP, all battery costs are assumed to be  added via PPAs, so capital and fixed O&M costs were levelized into a flat $/kW‐month rate depending on the year of installation. This represents a fixed capacity or demand charge that will be paid regardless of the operation of the battery.  Size
 Battery sizes are determi
ned by the installed capacity or inverter size (MW). In the IRP, this value represents how much the battery can inject onto the grid in any given hour. The other size component is the energy (MWh),  which  is  dependent  on  the  installed  capacity  and  the  duration.  For  ex ample,  a  4‐hour  duration battery will be represented by 10 MW/40 MWh. This battery project at full charge can inject 10 MW for four hours before being depleted.
 PWP modeled different duration types for utility‐scale storage in the IRP: 4‐hour, 6‐hour, 8‐hour, and 10‐
hour. The cost for these durations are scaled linearly based on NREL estimates.  Commercial and residential energy storage were also considered as candidate resources for the IRP using cost scalars for early‐year installations and blending into the NREL commercial and residential storage costs by the mid‐2030s.
 Round‐trip ef
ficiency
 Round‐trip efficiency is the measure of how much energy that goes into the battery can be utilized. PWP modeled all battery storage types with an 85% round‐trip efficiency in the model.  Cycle limitations
 Battery resources were assumed to have an equivalent cycle capability of one cycle per day or 365  cycles per year. This was entered as a capacity factor limit in the model. For example, a 4‐hour battery storage project has an upper limit of a 16.67% capacity factor (4 hours/24 hours).  Augmentation/degradation
 Similar to the lithium‐ion battery in  a cell phone, utility‐scale batteries can lose energy over time with use.

Developers and utilities have several ways to account for this:

153 https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=41813 226
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
200 of 297

 Assume  the  battery  project  will  just  degrade  and  that  is  factored  into  the  cost  and  forecasted operating capability.
 Oversize the project so that the desired size is guaranteed throughout the life of the project.  Include regular or projected augmentation, or cell replacement, throughout the life of the project.  Consistent with NREL
, PWP assumed that the PPA includes battery replacement costs such that the energy of the battery stays the same.154

Figure 172: Illustration of Degradation Strategies for Battery Storage

18.2. Storage: Over‐Generation and Evening Ramps
Storage may help store renewable energy when it is not needed and allow for later use. Storage could help meet evening ramps (perhaps with stored solar energy), which may reduce or replace the need for natural gas generation or market purchases.

In the carbon‐free scenarios, natural gas was retired, and storage helped replace  its capacity. See Figure 173 for installed storage capacity in 2031. The IRP optimized new resource selection, which in most cases, included storage.  Storage  helped  meet  reliability  and  environmental  obligations  in  a  cost‐effective  manner  given  scenario assumptions.  The  IRP  itself  is  a  quantitative  analysis  that  helps  evaluate  the  cost  effectiveness  of  multi‐hour  storage compared to other resources.

154 https://atb.nrel.gov/electricity/2022/utility‐scale_battery_storage#LJT3875D 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 01 11 21 31 41 5
Years
MWh
Desired
Oversizing
Augmentation
No Augmentation
Illustrative Only
227
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
201 of 297

Figure 173: Installed Storage Capacity in 2031
Scenario 1  Scenario 2  Scenario 3  Scenario 4  Scenario 5 Natural Gas/Oil: Combined Cycle        80  80
Natural Gas/Oil: Combustion Turbine        132  132
Natural Gas/Oil: Fuel Cell  115  35  35
New External Fuel Cells    30  30
New Internal Fuel Cells  115  5  5
Battery  305  685  618  150  80
EDF Sapphire Storage  20  20  20  20  20
New 2‐Hour Residential Storage      3
New 4‐Hour Commercial Storage    400  350
New 4‐Hour External Storage    70  40
New 4‐Hour Internal Storage  190  190  200  130  60
New 4‐Hour Storage (External Solar Paired)      5
New 4‐Hr Storage (Internal Solar Paired)  5
New 4‐Hr Storage (Land‐Based External
Wind Paired)
5 New 6‐Hr Internal Storage  80
New 8‐Hr Internal Storage  10

RA requirements reflect, in part, the ability of resources to meet peak‐hour capacity needs. Storage helps meet PWP’s RA requirements.

As shown in Figure 174, PWP is producing more energy than needed on an annual basis. Excess could be sold or stored.

Batteries are a net consumer of energy due  to roundtrip losses. PWP  will seek  to monitor grid conditi ons, learn from others, and gain its own experience to understand how excess renewable generation and storage can interact to serve PWP and California customers.

228
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
202 of 297

Figure 174: Net Renewable Generation vs. Load in 2031

How much renewable and zero‐carbon generation exceeds hourly load? Because PWP is a part of CAISO, allocating what resources go toward load versus elsewhere is a contractual exercise. Post optimization, the amount of California‐eligible renewable  and  zero‐carbon  energy  in  excess  of  hourly  load  obligations  was  calculated  and  summed  over  the  year.

Resources were stacked in th
e order given in Figure 220. See Figure 175 for results.

Figure 175: California Eligible Renewable and Carbon‐Free Resources That Do Not Go Toward Hourly

(500)
‐
500
1,000
1,500
2,000
2,500
Scenario 1 Scenario  2 Scenario  3 Scenario  4 Scenario  5L o a d Net Generation (GWh)
Annual Net Renewable Generation vs. Load in 2031
Geothermal Solar PV Wind Battery Load
‐
200,000
400,000
600,000
800,000
1,000,000
1,200,000
1,400,000
1,600,000
1,800,000
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Generation or Load (MWh)
California Eligible Renewable and Zero‐Carbon
That Do Not Go Toward Hourly Load
Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Scenario 4 Scenario 5 Annual Load 229
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
203 of 297

The IRP selected the amount of storage necessary to meet obligations, but PWP is still generating excess. See Figure 176.

Figure 176: PWP is Selling or Curtailing X% of Load in Renewable/Zero‐Carbon Resources PWP is Selling or Curtailing X% of its
Load in Renewable/Zero‐Carbon
Resources
Scenario 1  Scenario 2  Scenario 3  Scenario 4  Scenario 5 2031  56%  98%  79%  44%  110%
2035  50%  94%  79%  38%  98%
2040  47%  90%  75%  32%  92%
2045  37%  75%  69%  56%  56%
2050  30%  70%  57%  52%  55%

PWP will continue to investigate the potential and roles of storage, and how storage could leverage renewable potential.

18.3. Addressing Net Demand in Peak Hours
According to the CEC 2018 guidelines, “PUC Section 9621 requires the governing board of a local POU to consider how existing  renewable  generation,  grid  operational  efficiencies,  energy  storage,  and  distributed  generation  resources, including energy efficiency, will meet energy and reliability needs during the hours of net‐peak demand (net of demand met by variable renewable energy resources.” The IRP model opti mizes to cover obligations, which includes meeting needs during hours of net peak demand through energy and RA obligations.

PWP can consider net peak demand or hourly peak demand minus variable renewable generation. Evaluating September 2031, anywhere from 39% to 65% of hours in the month have negative net peak deman d (in other words, hours when wind,  solar,  and  geothermal  energy  are  greater  than  hourly  load).  See  Figure  177.   Figure  178  shows  a  graphical representation.

Figure 177: Percent of Hours with Negative Net Load in September 2031 Scenario 1  Scenario 2  Scenario 3  Scenario 4  Scenario 5 Percent of Hours with Negative
Net Load in September 2031  39%  42%  40%  41%  65%

230
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
204 of 297

Figure 178: Hourly Load versus Net Load Across Scenarios for Three Days in September 2031

Excess renewable generation that leads to negative net peak demand represents risks and opportunities to the system.

PWP may consider further study and investigation of this topic.

19. Financial Impacts
The following sub‐sections outline some of the financial implications of the different scenarios.

19.1. Present Value Revenue Requirements
PVRRs are a concept used in IRPs to explain future anticipated costs. PVRR is the current total worth of the expected future revenue requirements associated with a scenario. This IRP analyzes some, but not all, of the cost components involved in PWP’s rate structure. Costs in the IRP can be broken into the categories shown in Figure 179 .

Figure 179: Components of PVRR
20‐Year PVRR (2030 $ in Millions, 2030‐2049)
Expenses ($ in Millions)
Energy Purchases  Cost of hourly energy purchases from CAISO Fuel  Cost of natural gas for Glenarm, Magnolia, and IPP Variable O&M  Variable costs for IPP, Glenarm, and Magnolia; PPA costs; TAC Fixed O&M  EDF Sapphire Storage capacity charge
Start Cost  Startup costs for Glenarm
Emissions  REC purchases
Cost of New Resources  PPA costs for new resources
Total Revenue Requirement ‐ Grossed Up  Sum of all expenses ‐600
‐400
‐200
0 200
400
9/10/2
031
9/11/2
031
9/12/2
031
MW
September 10‐12, 2031
Hourly Load versus Net Load Across Scenarios
Load Scenario 1 Net Load Scenario 2 Net Load
Scenario 3 Net Load Scenario 4 Net Load Scenario 5 Net Load 231
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
205 of 297

20‐Year PVRR (2030 $ in Millions, 2030‐2049)
Less: Revenues from Energy and Capacity  Sum of all expenses minus revenue Energy Revenue ($ in Millions)  Revenue from hourly energy sales to CAISO Incremental Revenue Requirement  Expenses – energy revenue

The PVRR values for each scenario, under mid, low, and high technology costs, are shown in Figure 180 through Figure 184. Scenarios 1, 2, and 3 have costs associated with an island system and with energy market access.

Figure 180: Scenario 1: PVRR

$0
$50
$100
$150
$200
$250
$300
$350
$400
$450
$500
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
PVRR ($ in Nominal Millions)
Scenario 1: Technology Costs
Scenario 1: Cost Range
Scenario 1: Cost Range  (Energy Market Access)
Scenario 1: Mid Costs Scenario 1: Mid Costs (Energy Market Access) 232
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
206 of 297

Figure 181: Scenario 2: PVRR

Figure 182: Scenario 3: PVRR

$0
$50
$100
$150
$200
$250
$300
$350
$400
$450
$500
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
PVRR ($ in Nominal Millions)
Scenario 2: Technology Costs
Scenario 2: Cost Range
Scenario 2: Cost Range  (Energy Market Access)
Scenario 2: Mid Costs Scenario 2: Mid Costs (Energy Market Access) $0
$50
$100
$150
$200
$250
$300
$350
$400
$450
$500
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
PVRR ($ in Nominal Millions)
Scenario 3: Technology Costs
Scenario 3: Cost Range
Scenario 3: Cost Range  (Energy Market Access)
Scenario 3: Mid Costs Scenario 3: Mid Costs (Energy Market Access) 233
DRAFT
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
207 of 297

Figure 183: Scenario 4: PVRR

Figure 184: Scenario 5: PVRR

$0
$50
$100
$150
$200
$250
$300
$350
$400
$450
$500
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
PVRR ($ in Nominal Millions)
Scenario 4: Technology Costs
Scenario 4: Cost Range Scenario 4: Mid Costs
$0
$50
$100
$150
$200
$250
$300
$350
$400
$450
$500
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
PVRR ($ in Nominal Millions)
Scenario 5: Technology Costs
Scenario 5: Cost Range Scenario 5: Mid Costs
234

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
208 of 297

Error! Not a valid bookmark self‐reference.5 shows the breakdown of costs by type across scenarios.

Figure 185: PVRR By Category Across Scenarios (Mid Costs) 20‐Year PVRR (2030 $ in Millions, 2030‐2049)

Scenario
1: Energy
Market
Access
Scenario
1: Island
Scenario 2:

Energy
Market
Access
Scenario
2: Island
Scenario 3:

Energy
Market
Access
Scenario
3: Island  Scenario 4  Scenario 5
Expenses
($ in Millions)  $2,611  $2,644  $3,555  $3,289  $3,404  $3,162  $2,080  $2,871 Energy
Purchases  $324  $0  $263  $0  $267  $0  $235  $193
Fuel  $5  $362  $1  $16  $1  $36  $76  $11
Variable O&M  $545  $545  $833  $815  $781  $773  $845  $1,087 Fixed O&M  $30  $30  $30  $30  $30  $30  $30  $30
Start Cost  $0  $0  $0  $0  $0  $0  $6  $0
Emissions  $1  $1  $1  $1  $1  $1  $1  $72
Book
Depreciation  $1,706  $1,706  $2,426  $2,426  $2,323  $2,323  $887  $1,476 Total Revenue
Requirement ‐
Grossed Up
$2,611  $2,644  $3,555  $3,289  $3,404  $3,162  $2,080  $2,871 Less: Revenues
from Energy and
Capacity

Energy
Revenue
($ in Millions)
$300  $0  $694  $0  $621  $0  $275  $473
Incremental
Revenue
Requirement
$2,311  $2,644  $2,861  $3,289  $2,782  $3,162  $1,806  $2,398

Overall, the PVRR values (in 2030 dollars) are shown in Figure 186.

Figure 186: PVRRs for Mid, High, Low Costs of New Resources 20‐Year PVRR
(2030 $ in Millions, 2030‐2049)  Low Costs  Mid Costs  High Costs Scenario 1 (Island System)  2,247  2,644  2,982
Scenario 1 (Energy Market Access)  1,915  2,311  2,650
Scenario 2 (Island System)  2,614  3,289  3,855
Scenario 2 (Energy Market Access)  2,186  2,861  3,427
235

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
209 of 297

20‐Year PVRR
(2030 $ in Millions, 2030‐2049)  Low Costs  Mid Costs  High Costs Scenario 3 (Island System)  2,512  3,162  3,722
Scenario 3 (Energy Market Access)  2,132  2,782  3,342
Scenario 4  1,596  1,806  2,001
Scenario 5  2,084  2,398  2,725

Figure 187 shows the percent increase in costs compared to Scenario 4. Costs increase in the carbon‐free scenarios between 28% and 82%.

Figure 187:  Percent Costs are Higher in 20 Years Compared to Scenario 4 (Reference Costs) Percent Costs are Higher in 20 Years Compared to Scenario 4 (Reference Costs) 20‐Year PVRR
(2030 $ in Millions, 2030‐2049)  Energy Market Access  Island System Scenario 1  28%  46%
Scenario 2  58%  82%
Scenario 3  54%  75%
Scenario 4  0%
Scenario 5  33%

These PVRR costs can be translated into cents per kWh of load served. This can show the costs incurred on top of Scenario 4. See Figure 188.

Figure 188: 2030 $/kWh Costs in Addition to Scenario 4
Scenario 1  Scenario 2  Scenario 3   Scenario 5

Energy
Market
Access
Island
Energy
Market
Access
Island
Energy
Market
Access
Island
2030, $/kWh, 2030 ‐ 2049  $2.77  $4.62  $5.80  $8.21  $5.37  $7.51  $3.33

19.2. Scenario 3 and Distributed Resources
Expected  distributed  resource  deployment  is  in  the  load  forecast.  Those  resources  are  customer‐financed resources given business as usual. Resources installed in addition to PWP’s load forecast are resources that would require additional incentives from various potential sources. Scenario 3 forced some distributed resources online.

The costs of the resources forced online in Scenario 3 are shown in Figu re 189. From 2030 through 2049, there is almost $1.4 billion (in 2030 dollars) in costs for these resources.

Figure 189: Costs of Forced Distributed Energy Resources in Scenario 3 Distributed Resource Costs
Forced Online  Residential Solar  Commercial
Solar
Residential
Storage
Commercial
Storage
10‐Year PVRR (2023 $ in Millions, 2023‐2032)  $82.97  $62.37  $21.11  $8.36 236

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
210 of 297

Distributed Resource Costs
Forced Online  Residential Solar  Commercial
Solar
Residential
Storage
Commercial
Storage
20‐Year PVRR (2023 $ in Millions, 2023‐2042)  $292.34  $247.51  $120.87  $47.23 28‐Year PVRR (2023 $ in Millions, 2023‐2050)  $418.32  $406.03  $214.01  $105.34 20‐year PVRR (2030 $ in Millions, 2030‐2049)  $495.33  $479.19  $263.51  $126.42

The costs of the additional distributed resources represent 17% to 23% of the scenario costs in 2030, and 51% to 54% of the scenario costs by 2050.

19.3. Scenario 5 and the Carbon Tax
Scenario  5  assumes  that  resources  that  contain  carbon  (fossil,  landfill  gas,  and  CAISO  market  purchases)  are charged a carbon tax based on the EPA’s social cost of carbon under a 1.5% discount rate. See Scenario 5: Reference Case + Social Cost of Carbon (SB 1020 + SCC). Scenario 5 optimized new resource builds and resource operations under a carbon tax.

PWP, as a participant
of CAISO, needs  to follow the rules and regulations of  CAISO’s tariff;  there are rules and regulations regarding how resources can bid into the CAISO markets. These rules exist to prevent manipulation or misuse of market power. PWP would need to fur ther investigate how its carbon preferences would not fall afoul of the CAISO tariff.

Furthermore, CAISO prices carbon through the following three mechanisms at minimum:
 Renewable portfolio standard under SB 100
 Renewable and zero‐carbon requirements under SB 1020
 Cap‐and‐trade regulations under CARB

Any additional pricing of carbon into PWP’
s rates may be considered as non‐cost based. Therefore, that could be a tax, which, under Proposition 26, must be approved by a two‐thirds vote of the residents of Pasadena.

Revenue from a carbon tax may be returned to consumers or used to support other activities. The carbon tax, and resulting scenario costs, are given in Figure
190.

Figure 190: Costs of Carbon Tax in Scenario 5
Nominal Millions  Carbon Tax  Scenario 5  Scenario 5 (Carbon Tax Returned) 2023  $64.2  $172.0  $107.8
2024  $70.7  $160.7  $90.0
2025  $47.5  $147.5  $100.0
2026  $38.4  $148.2  $109.8
2027  $25.3  $167.3  $142.0
2028  $12.5  $155.9  $143.4
2029  $10.9  $177.7  $166.8
2030  $12.6  $171.7  $159.2
237

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
211 of 297

Nominal Millions  Carbon Tax  Scenario 5  Scenario 5 (Carbon Tax Returned) 2031  $10.7  $180.5  $169.8
2032  $12.1  $195.4  $183.3
2033  $12.3  $197.0  $184.6
2034  $12.6  $201.3  $188.7
2035  $11.5  $198.7  $187.2
2036  $4.6  $196.1  $191.5
2037  $0.9  $194.7  $193.8
2038  $0.9  $195.6  $194.6
2039  $1.0  $196.2  $195.1
2040  $0.9  $196.5  $195.6
2041  $0.8  $196.9  $196.1
2042  $0.9  $179.5  $178.6
2043  $0.8  $181.5  $180.7
2044  $0.5  $184.7  $184.3
2045  $0.0  $139.7  $139.7
2046  $0.0  $142.3  $142.3
2047  $0.0  $145.5  $145.5
2048  $0.0  $147.3  $147.3
2049  $0.0  $150.1  $150.1
2050  $0.0  $151.6  $151.6

Resulting comparisons are in Figure 191.

Figure 191: Present Value Revenue Requirement if Carbon Tax Returned 20‐Year PVRR
(2030 $ in Millions, 2030‐2049)  Mid Costs
Scenario 1 (Island System)  $2,644
Scenario 1 (Energy Market Access)  $2,311
Scenario 2 (Island System)  $3,289
Scenario 2 (Energy Market Access)  $2,861
Scenario 3 (Island System)  $3,162
Scenario 3 (Energy Market Access)  $2,782
Scenario 4  $1,806
Scenario 5  $2,398
Scenario 5 (Carbon Tax Returned)  $2,326

19.4. Scenarios and Cap‐and‐Trade Interactions
The  2023  IRP  designed  the  scenarios  to  remain  under  PWP’s  allocated  allowances.  PWP  could  sell  excess allowances. Using low, mid, and high estimates of GHG allowances from the 2022 IEPR shown in 238

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
212 of 297

Figure 192, scenarios could generate additional savings shown in Figure 193.

Figure 192: Carbon Allowance Sale Prices

Figure 193: PVRR with Cap‐and‐Trade Allowance Sales
20‐Year PVRR
(2030 $ in Millions, 2030‐2049)  No Return  Return Price Floor
Return Mid
Case
Return High
Case
Scenario 1 (Energy Market Access)  2,311  2,218  2,076  2,021 Scenario 1 (Island System)  2,644  2,551  2,408  2,353
Scenario 2 (Energy Market Access)  2,861  2,768  2,625  2,570 Scenario 2 (Island System)  3,289  3,196  3,053  2,998
Scenario 3 (Energy Market Access)  2,782  2,689  2,547  2,492 Scenario 3 (Island System)  3,162  3,069  2,927  2,872
Scenario 4  1,806  1,754  1,679  1,649
Scenario 5  2,398  2,309  2,172  2,119

Overall, Scenario 4 remains the lowest cost. If excess credits under the Cap‐and‐Trade Program are sold at the price floor, cost increases over Scenario 4 range from 26% to 82%. If estimates of allowances are high, other scenarios become 23% to 82% more costly than Scenario 4.

20. Retail Rates
PWP power resources staff worked closely with PWP finance staff to consider the impact the IRP will have on retail rates for PWP customers. Model outputs provided by the consultant, coupled with additional analysis by PWP staff, $0
$100
$200
$300
$400
$500
$600
$700
$800
$900
$1,000
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Carbon Price (Nominal$/metric ton CO2e)
2022 IEPR (CED 2022 Update) GHG Allowance Price Projections Price Floor Mid Price Scenario High Price Scenario
239

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
213 of 297

were used to develop the cost and rate analysis for the rate components impacted by the IRP. The IRP will increase the rates for customers.  As a non‐profit, publicly owned utility, rates sustain and reinvest in the operations.

The overall financial impact of the IRP will be fully evaluated after adoption and inco rporated into a cost‐of‐ service study expected to begin in 2024.

PWP’s retail rates primarily consist of the following components:
 Customer Charge ‐ A flat fee to recover costs associated with billing metering, customer service and PWP’s call center.
 Distribution Charge – A volumetric charge to recover the cost of delivering electricity from substations to customers. It includes operation
and maintenance, capital investment and debt service.
 Grid Access Charge – A flat fee to recover fixed costs associated with the electric grid.  Transmission Services Charge (“TSC”) ‐ A volumetric charge to recover costs of delivering electricity from generating plants to sub‐
stations.
 Public Benefit Charge (“PBC”) – A volumetric charge to provide funding for incentive and rebate programs for energy efficiency, local solar programs, demand side management and low‐income assistance.  Energy Services Charge (“ESC”) – A volumetric charge to recover the costs to procure and generate electri
c resources.

Prior  to  July  2014,  the  Distribution  and  Customer  Charge  (“D&C”)  was  a  combined  charge.  The  charge  was separated into two components beginning in July 2014. A Grid Access Charge was implemented in July 2019.  The following figures include these three charges combined to illustrate rate trends.

Figure 194 depicts PWP’s historic
al and budgeted rates from 2003 through 2024. Figure 195 shows the breakdown of the rates by percent of total.

Figure 194: PWP Historical and Budgeted Retail Rates (Nominal Dollars per kWh)

$0.00
$0.05
$0.10
$0.15
$0.20
$0.25
Nominal $/kWh
D&C Energy TSC PBC
240

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
214 of 297

The primary focus of the IRP is the energy component of the rate (the ESC) and, particularly, a subset of that energy component that relates to energy production and market purchases and sales. Historically, the costs considered in the IRP represent about 57% of the total costs in the energy rate.

Figure 195: PWP Retail Rate Components as Percent of Total

Figure 196 shows the various rate components that are included and excluded in the IRP modeling.

Figure 196: Costs Included and Excluded from IRP Modeling Included    Excluded
 Fuel costs
 Variable costs
 PPA costs
 TAC costs
 Costs of new resources
 Congestion costs experienced by resources
 Other CAISO fees
 Costs from distribution programs
 Distribution cost increases
 Transmission cost increases
 Costs from PWP people operations

There is a significant amount of uncertainty in all rate projections,  and a multitude of factors  could change the outcome, including, but not limited to, the following for the ESC:
 Procurement costs
 PPA and/or resource acquisition costs associated with new resources added in each portfolio could be hi
gher or lower than projected.
23% 27% 28% 27% 26% 31% 32% 29% 30% 31% 31% 30% 31% 32% 34% 36% 38% 38% 40% 40% 40% 40% 34% 68% 58% 58% 59% 60%
60% 59% 61% 60% 59% 60% 61% 59% 59% 57% 53% 50% 50% 50% 49% 49% 49% 55% 7% 11% 11% 11% 11% 7% 6% 6% 6% 6% 6% 6% 6% 5% 5% 6% 7% 8% 7% 7% 7% 8% 7% 2% 4% 3% 2% 3% 2% 2% 4% 4% 4% 4% 4% 4% 4% 4% 4% 4% 4% 4% 3% 4% 3% 3% 0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
D&C Energy TSC PBC
241

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
215 of 297

 Congestion costs
 If PWP needs to add resources outside its internal load area, PWP could be exposed to congestion costs if PPAs are settled as the busbar of a particular resource. These costs are not included in the IRP.
 Load forecasts
 Changing residential and commercial load patterns could emerge, which would change the resulting resource mix
needed.

For the other components of retail rates, that were not studied in this report:
 Distribution and transmission costs
 Additional costs associated with distribution and transmission beyond the rate of inflation are not considered in this analysis.
 In 2022, the Distribution Master Plan was adopted, with invest ments totaling $821 Million identified as needed by 2042.
 These nominal figures do not include the fact that 2021 costs were used, which was prior to increasing costs due to inflation and supply chain issues.  The Distribution Master Plan was also prior to this IRP which includ es investments that were not considered or are requiring more projects to be implemented on a tighter timeline.  The Distribution Master Plan was completed prior to the IRP, so feasibility of implementation was not considered nor the impact on the pricing of construction.  One such factor is that the IRP calls for extra capital investments required for elec trical distribution system support of battery storage infrastructure.
 CAISO,  as  the  primary  infrastructure  planner  for  the  state  has  a  proactive  approach  to  meet California’s long‐term clean energy goals that calls for investments of $7.3 Billion in the approved 2022‐2023 Investment Plan155.  These investments will have an additive impact to customer rates.  Other costs
 Other operating cost to be considered are the finance, administration, information technology and customer service components of expenses.
 Cost of future debt financing and credit risk.

The tables below show estimated impacts and are intended to provide a sense of the financia l implications to the utility and customers based on each scenario.   The amounts shown are provided for illustrative purposes only and represent  “just  in  time”  rates  that  would  be  needed  for  the  different  “moderate”  and  “high”  costs  in  order  to recover costs.  Varying rate structures, capital financing plans, and rate offsets (such as grant funding) w ill all be actively pursued but cannot confidently be projected and as such are not included in this analysis.

155 https://www.caiso.com/Documents/caiso‐2022‐2023‐transmission‐plan‐approved.pdf 242

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
216 of 297

The Energy Charge projections are based on single‐family residential customers on an annual basis.  The projections assume usage of 500 kWh per month (6,000 kWh annually).   Rates will accelerate during the first seven years of the  plan  due  to  cost  recovery  associated  with  the  compressed  timeline  and  will  remain  elevated  after  2030  to support the portfolio costs.

Figure 197: Annual Bill Impacts for Single‐Family Residential Customers (Moderate Cost Estimates)

Scenario
Power
Supply
NPV
Moderate
Cost ($ in
Billions)
Current Energy
Charge Portion
of Customer Bill
in 2023 ($/single
family
residential
customer,
Annualized)
Energy
Charge
Portion of
Customer Bill
in 2030
($/single‐
family
residential
customer,
Annualized)
% Change in
Energy
Charge
Portion of
Customer Bill
from 2024 to
2030
Energy Charge
Portion of
Customer Bill
in 2045
($/single
family
residential
customer,
Annualized)
% Change in
Energy Charge
Portion of
Customer Bill
from 2024 to
2045
1   $2.456  $836.12  $1,254.18  50%  $1,367.06  64%
2   $3.003  $836.12  $1,596.99  91%  $1,549.08  85%
3   $2.926*  $836.12  $1,530.10  83%  $1,484.20  78%
4   $1.937  $836.12  $1,153.85  38%  $1,061.54  27%
5   $2.426   $836.12  $1,588.63  90%  $1,429.77  71%

*The total power supply Net Present Value (“NPV”) moderate cost in the table above for Scenario 3 includes the cost of doubling the growth of distributed solar and storage from the load forecast in the amount of $632.33 million.

All Scenarios studied in the 2023 IRP have included an embedded Distributed Energy Resource (“DER”) growth rate built
into the load forecast. Scenario 3 takes this natural growth rate and doubles to study the value of DERs. The IRP modeling captures the estimated costs as they are an additional cost, regardless of the funding source.

243

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
217 of 297

Figure 198: Annual Bill Impacts for Single‐Family Residential Customers (High‐Cost Estimates)

Scenario
Power Supply
NPV High Cost
($ in Billions)
Energy Charge
Portion of
Customer Bill
in 2023
($/single family
residential
customer,
annualized)
Energy
Charge
Portion of
Customer
Bill in2030
($/single‐
family
residential
customer,
annualized)
% Change
in Energy
Charge
Portion of
Customer
Bill from
2024 to
2030
Energy Charge
Portion of
Customer Bill
in 2045
($/single
family
residential
customer,
annualized)
% Change in
Energy Charge
Portion of
Customer Bill
from 2024 to
2045
1   $2.728  $836.12  $1,354.52  62%  $1,584.78  90%
2   $3.453  $836.12  $1,806.02  116%  $1,824.08  118%
3   $3.378  $836.12  $1,722.41  106%  $1,774.08  112%
4   $2.127  $836.12  $1,220.74  46%  $1,196.32  43%
5   $3.057  $836.12  $1,722.41  106%  $1,205.69  44%

Given that the costs in the IRP are higher than what is currently in the Light & Power Fund Financial Plan, customer retail rates will need to increase to meet the additional revenue requirements.  Figures 196 and 197 represent the Energy Charge, just one component of the rates  that customers pay for electricity.  Other componen ts recover costs for transmission of power to the PWP service area, distribution inside of the service area, customer service, administration, and other factors.  All facets of the enterprise require revenue increases to address cost factors such as inflation, high demand, limited supply, supply chain issues, and a competitive job market.

While
a full cost‐of‐service analysis will give more certainty on the exact rate impact, it is possible that bill amounts may double. The current rate is in the 20 ¢ per kWh range and doubling would result in 40 ¢+ in the planning time horizon.  By looking at just the Energy Char ge in this report, customer will likely see bill in increases in the double digits. Looking to other utilities, who have done full cost analyses and have less ambitious plans and longer lead times, doubling retail rates may also be on the lower end of the spectrum.

21. Greenhouse Gas Emissions
PWP can express its carbon impacts across multiple dimensions, as follows:
 Cap‐and‐Trade
244

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
218 of 297

 Carbon Emissions Netting Market Interactions at CAISO Average Carbon Content  RPS (SB 100, SB 1020)
 Renewable and Zero‐Carbon (SB 1020)
 Carbon‐Free (City of Pasadena Resolution 9977)
 Greenhouse gas Emissions Accounting Table (GEAT)

The CEC requirements reference how PUC Section 9621 require POUs to adopt IRPs that ensure the utili ty achieves specific goals and targets  by 2030, including meeting CARB and RPS requirements. PWP  exceeds its obligations under  both  programs  as  shown  in  its  IRP  modeling.  PWP  seeks  to  procure  renewable  energy  in  excess  of requirements to meet its goals for Resolution 9977. There are various factors that may enable  or prevent excess renewable energy procurement, including, but not limited to, the following:
 Resource cost and type
 Resource location and transmission congestion considerations  Competition on supply or demand side
 Resource timing and implications for rates

21.1. Cap‐and‐Trade Program
This IRP ensures that the utility meets, by 2030, the GHG emissions reduction targets established under the Cap‐ and‐Trade  Program,  which  is  regulated  through  CARB.  Post  2030,  the  carbon‐free  scenarios  have  no  fossil emissions. See Figure 199. The model optimizes for PWP to operate under its allowance cap and is an assumption included in all scenarios.

Figure 199: Cumulative Emissions Under Cap‐and‐Trade Program Scenario
1  2  3  4  5  Carbon Cap
Cumulative Million Metric Tons Emitted (2030 – 2049)  ‐  ‐  ‐  1.00  0.12  2.30

Emissions covered under the Cap‐and‐Trade Program include the emissions from Glenarm, Magnolia, and IPP.

21.2. Carbon Emissions Netting Market Interactions at CAISO Average Carbon Content Cap‐and‐Trade Program allowances are used to cover emissions for  the Glenarm, IPP, and Magnolia resources.

PWP’s  portfolio  also  includes  two  other  sources  of  carbon  that  are  not  a  part  of  the  Cap‐and‐Trade  Program modeling, specifically, two landfill gas contracts, which will expire in 2030, and spot market purchases.

There are diff
erent ways to think about PWP’s total carbon emissions, inclusive of other factors like landfill gas or market purchases that are not covered in the Cap‐and‐Trade Program. If PWP considers emissions from landfill gas and  credits  the  net  of  market  purchases  and  sales  at  the  emission  intensity  of  the  CAISO  market  (previously 245

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
219 of 297

provided in Figure 91), then total emissions could look like Figure 200. Sales (particularly for Scenario 5) create this effect.

Figure 200: Cumulative Portfolio Emissions Netting CAISO Purchases and Sales 2030‐2049
Million Metric
Tons Emitted
from Portfolio
Net Generation
(GWh) in
Portfolio
Purchases (GWh)  Sales (GWh)
Scenario 1 (Island)  0.00  27,989  0  0
Scenario 1 (Energy Market Access)  0.25  25,403  11,532  8,946 Scenario 2 (Island)  0.00  27,989  0  0
Scenario 2 (Energy Market Access)  0.46  38,022  9,410  19,443 Scenario 3 (Island)  0.00  27,989  0  0
Scenario 3 (Energy Market Access)  0.18  35,170  10,091  17,271 Scenario 4  1.11  29,580  8,188  9,779
Scenario 5  0.15  43,346  6,495  21,852

If PWP sells the RECs, it may not be able to claim the carbon reduction or renewable energy attributes. Claims must be cautiously made in accordance with regulations and best practices.

Scenario 4 has the lowest cost, with emissions forecasted to be 90% below 1990 thresholds by 2030.  PWP  can calculate the price for carbon avoided ab ove the carbon reductions found in Scenario 4. The carbon avoided could refer to the carbon avoided under the Cap‐and‐Trade Program or at the carbon avoided if net market interactions were credited at CAISO’s average emission rate.  PWP  pays between $503/metric ton and $1,616/metric ton to avoid carbon. See Figure 201.

Figure 201: Cost of Avoided Carbon
2030 $/Metric
Ton of Carbon
(2030 – 2040)
Scenario 1
(Island)
Scenario 1
(Energy
Market
Access)
Scenario 2
(Island)
Scenario 2
(Energy
Market
Access)
Scenario 3
(Island)
Scenario 3
(Energy
Market
Access)
Scenario 5
Using Cap‐
and‐Trade
Incremental
Avoided
Carbon
$835  $503  $1,477  $1,050  $1,351  $972  $669
Netting
Market
Purchases at
CAISO
Emission Rate
$756  $592  $1,338  $1,616  $1,223  $1,053  $618
246

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
220 of 297

2030 $/Metric
Ton of Carbon
(2030 – 2040)
Scenario 1
(Island)
Scenario 1
(Energy
Market
Access)
Scenario 2
(Island)
Scenario 2
(Energy
Market
Access)
Scenario 3
(Island)
Scenario 3
(Energy
Market
Access)
Scenario 5
Incremental
Avoided
Carbon

21.3. RPS (SB 100)
Examining the load, sales, and storage charging on the CAISO level (which is the level of modeling in the 2023 IRP) that are met with renewable resources, PWP exceeds 100% clean energy across all scenarios by 2030. See Figure 202.

Figure 202: Renewable Traits

Label #14 on the RPS Procurement Table (RPT) shows the over/under procurement for compliance periods 4. PWP acquires RECs in excess of its obligations under these scenarios. PWP would need purchases prior to 2025, which is the first year that new resources can be installed in the model. See Figure 203.

Figure 203: Over/under procurement for compliance period (MWh) Over/Under Procurement for Compliance Period (MWh)
Scenario 1  Scenario 2  Scenario 3  Scenario 4  Scenario 5 2021‐2024  (121,488)  (121,488)  (121,488)  (121,488)  (121,972) 2025‐2027  1,921,321  1,272,450  1,119,924  1,761,458  5,075,959 2028‐2030  2,244,856  2,286,662  2,022,649  2,054,884  5,302,369 0%
50%
100%
150%
200%
250%
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
% of CAISO Load, Storage Charging, and Sales
Covered by Annual Renewables
Renewable Traits
Scenario 1 (Island) Scenario 1 (Energy Market Access)
Scenario 2 (Energy Market Access) Scenario 2 (Island)
Scenario 3 (Energy Market Access) Scenario 3
Scenario 4 Scenario 5
247

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
221 of 297

21.4. Renewable and Zero‐Carbon (SB 1020)
Examining the load, sales, and storage charging on the CAISO level (the level of modeling in the 2023 IRP) that are met with renewable and zero‐carbon resources, PWP exceeds 100% clean energy across all scenarios by 2045. See Figure 204).

Figure 204: Renewable and Zero‐Carbon Traits

21.5. Carbon‐Free Hourly (Resolution 9977)
Scenarios 1, 2, and 3 achieve zero‐carbon on an hourly basis without offsets under normal operating conditions by the end of 2030, while Scenario 4 and Scenario 5 exceed 100% clean energy and achieve 62% and 81% of hours in a year with carbon‐free energy, respectively. See Figure 205.

Figure 205: Hourly‐Carbon‐Free Achievements
Percent Zero‐Carbon (Hourly) (%)
Scenario 1  Scenario 2  Scenario 3  Scenario 4  Scenario 5 2023  17%  17%  16%  17%  21%
2024  16%  16%  16%  16%  20%
2025  34%  36%  39%  40%  64%
2026  32%  34%  37%  38%  62%
2027  49%  51%  52%  55%  76%
0%
50%
100%
150%
200%
250%
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
Percent of CAISO Load, Storage Charging and
Sales Covered by Annual Renewables and
Zero‐Carbon Resources
Renewable and Zero‐Carbon Traits
Scenario 1 (Island) Scenario 1 (Energy Market Access)
Scenario 2 (Energy Market Access) Scenario 2 (Island)
Scenario 3 (Energy Market Access) Scenario 3
Scenario 4 Scenario 5
248

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
222 of 297

2028  53%  55%  56%  59%  80%
2029  54%  55%  57%  60%  80%
2030  96%  97%  97%  60%  78%
2031  100%  100%  100%  62%  81%

21.6. GEAT
Labeled as #12 on the GEAT, adjusted portfolio emissions in million metric tons of CO2e is shown in Figure 206. The GEAT credits storage charging and market purchases at the emissions intensity of 0.428 Mt CO2e/MWh, which is the value CARB uses for unspecified power imported from out of state.

Procurement in excess of requirements could  lead to emissions reductions for the grid as a whole.

Figure 206: Adjusted Portfolio emissions
Adjusted Portfolio Emissions (million metric tons of CO2e) Scenario 1  Scenario 2  Scenario 3  Scenario 4  Scenario 5 2023  0.51  0.51  0.52  0.51  0.40
2024  0.53  0.53  0.54  0.53  0.41
2025  0.13  0.21  0.24  0.14  (0.40)
2026  0.07  0.18  0.20  0.11  (0.43)
2027  (0.05)  0.05  0.08  (0.02)  (0.57)
2028  (0.01)  0.09  0.12  0.05  (0.52)
2029  (0.01)  0.10  0.12  0.05  (0.53)
2030  0.17  0.18  0.21  0.08  (0.49)
2031  0.20  0.17  0.20  0.11  (0.45)
2032  0.21  0.16  0.15  0.10  (0.47)
2033  0.22  0.16  0.16  0.12  (0.44)
2034  0.22  0.13  0.15  0.12  (0.45)
2035  0.22  0.12  0.14  0.11  (0.44)
2036  0.20  0.07  0.10  0.10  (0.44)
2037  0.18  0.04  0.07  0.09  (0.45)
2038  0.18  0.05  0.08  0.09  (0.44)
2039  0.19  0.06  0.09  0.10  (0.44)
2040  0.19  0.05  0.07  0.10  (0.43)
2041  0.18  0.03  0.05  0.10  (0.43)
2042  0.26  0.08  0.16  0.10  (0.25)
2043  0.26  0.09  0.17  0.12  (0.23)
2044  0.27  0.09  0.17  0.11  (0.22)
2045  0.33  0.14  0.16  0.10  0.10
2046  0.32  0.13  0.16  0.09  0.11
2047  0.37  0.13  0.19  0.09  0.10
2048  0.40  0.17  0.23  0.10  0.10
249

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
223 of 297

Adjusted Portfolio Emissions (million metric tons of CO2e) Scenario 1  Scenario 2  Scenario 3  Scenario 4  Scenario 5 2049  0.40  0.17  0.23  0.11  0.11
2050  0.39  0.21  0.29  0.11  0.11
Total  6.50  4.09  5.06  3.50  (7.09)

22. Implementation Steps – Carbon‐Free Pathways
In  any  future  resource  portfolio,  PWP  will  be  required  to  fill  the  gap  between  its  current  resources  and  the forecasted  quantitative  performance  requirement  associated  with  each  resource  attribute  (specifically,  energy supply, RA, and renewable  carbon‐free energy content).   PWP’s challenge will be to augment its portfolio with additional procured and owned resources of various technologie s that will fill all three gaps simultaneously, yet cost‐effectively.

The 2023 IRP provides the technical objectives, data, information, and pathways needed to achieve 100% carbon‐ free energy supply by 2030. Furthermore, this IRP identifies optimized renewable portfolio configurations and their associated  power  supply  costs.  It   also  validates  and  reinforces  the  u nderstanding  that  power  supply decarbonization  will  require  flexibility  in  negotiation  of  renewable  contracts  as  well  as  employment  of  all approaches and carbon‐free resource types identified in the Scenarios.

The 2023 IRP continues PWP’s long‐standing goal of reducing carbon from its portfolio in a flexible way so that the current risks and challenges can be carefully
addressed.   Proactive planning is critical to ensure ongoing safe and reliable electric service while minimizing cost impacts to ratepayers and the environment.  Resource planning is a complex  process,  especially  where  extreme  external  volatility  exists  in  the  cost  and  availability  of  renewable generation resources.  Ongoing assessment will be required to ensure that PWP responds to changing conditions
while addressing its programmatic priorities and providing rate payer protections.

As  with  past  IRPs,  PWP  will  continue  to  evaluate  the  IRP  results  in  consideration  of  new  and  changing  laws, regulations,  resource  availability  and  market  conditions,  providin g  updates  and  performance  reporting  when needed. The 2023 IRP was developed with a forward‐thinking and flexible approach, along with a determination to meet and exceed to California’s increasingly aggressive clean energy targets as quickly as possible.

Besides the actual acquisition and development of individual energy and storage resources, the following are some of the additional actions th
at PWP is considering that would support the overall carbon reduction goals of the IRP:
o Explore expansion of DERs.
o Support mass transit and electric vehicle fleet development and vehicle‐to‐grid distributed storage opportunities.
o Continue to study the reliability of PWP’s evolving resource portfoli o. o Perform a cost‐of‐service study to identify projected resource portfolio capital expenditures over the next 20 years.
o Evaluate possible changes to customer incentives or subsidies, including low‐income assistance. o Expand Demand‐Side Management, expand Energy Efficiency programs, implement Advanced Metering Infrastructure, and explore connection i ncentives. 250

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
224 of 297

o Monitor the actual influence of the City’s Building Electrification Ordinance, which becomes effective in 2025.
o Continue to monitor developments in emerging technologies and funding opportunities.

As noted earlier, of the five modeled scenarios, Scenario 2 installs the largest number of new resources and is the most  ambitious  of  the  Carbon‐Free  resource  portfolios.  Th is  determined  approach  provid es  the  best  planning opportunity for achieving carbon‐free electricity by 2030.  The resource procurement and development for such a plan will require a level of resource acquisition by the defined 2028 Waypoint, in addition to various actions that support ongoing efforts.

Waypoint 2028 – Scenario 2 Carbon‐Fre e resource additions:
o 180 MW of new utility‐scale solar
o 5 MW of utility/community solar within Pasadena
o 30 MW of new utility‐scale wind
o 85 MW of new utility scale storage
The  2028  Waypoint  procurement  plan  is  defined  by  the  Scenario  2  modeling  results,  whereby  progress  in  the evaluation  of  the  maturation  of  new  and  e mergent  carbon‐free  technologies  will  be  periodically  assessed  and assessed again at the 2028 Waypoint. The next steps in the Implementation Plan will be formally incorporated into the 2028 IRP, as the Waypoint was strategically selected to align with CEC IRP processes.

The 2028 Waypoint Implementation Plan continues to preserve a pathway to 100% carbon‐free ele ctricity by 2030 and leverages existing CEC processes so that updates can be included in the next (2028) IRP.  Additionally, the 2028 Waypoint  Implementation  Plan  is  in  addition  to  the  existing  contracted  procurements  of  solar,  storage,  and geothermal resources prior to, and after 2028; where PWP has previously executed proactive and timely carbon‐ free resource acquisitions.

Figure
207 provides exact detail of the modeling results for Scenario 2 through the 2028 Waypoint and presents the framework for the detailed implementation plan.

Figure 207 Incremental Installation of Resource Under Scenario 2 2023  2024  2025  2026  2027  2028
New Utility
Scale Solar  ‐  ‐  180 MW  ‐  39 MW
(Sapphire)  ‐
Community
Solar (Inside
Pasadena)
‐  ‐  5 MW  ‐  ‐  ‐
New Utility‐
scale Wind  ‐  ‐  30 MW  ‐  ‐  ‐
251

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
225 of 297

New Utility‐
scale
Storage
‐  ‐  85 MW  ‐  20 MW
(Sapphire)  ‐
New
Geothermal  ‐  ‐  ‐  ‐  35 (Coso +
Geysers)  ‐

Waypoint Framework Development:

The Waypoint framework was informed through a thorough examination of the IRP data, analysis, and scenario results.  In the most general terms, the IRP Waypoint can be indirectly attributed to a critical path analysis, within a project plan.

The policy goal of the City Resolution 9977 is a primary determinate in both the evaluation and selection of the appropriate Waypoint.

To the degree practical, the selection criteria of the Waypoint is strategically designed to align and optimize across the following considerations:

1. The Waypoint will be in alignment with the policy goal of the City of Pasadena Resolution 9977

2. The Waypoint iden tification will be in alignment with CEC and other regulatory requirements and guidelines including electric system reliability, minimization of impacts to ratepayers, and reduction of GHG emissions.

3. The Waypoint will continue the aggressive trajectory of decarbonization, as affirmed by historical PWP performance.

4. The Waypoint attributes and/or characteristics will generally align with the modeling results of carbon‐ free scenarios,
from a planning and/or implementation plan perspective.

5. The Waypoint identification, from a planning perspective, will ideally provide limited opportunity cost to achieving the policy goal of Resolution 9977 as defined in the scenario modeling results.

6. The Waypoint will have an Implemen tation Plan that should be defined or informed by the IRP scenario modeling results.

7. The Waypoint should align, support previous or historical decarbonization guidance and directives of the City Council.

8. The Waypoint must provide a reevaluation point to allow for reassessment, specifically related to the maturation of new and emerging technologies.   It is widely accepted that such technologies will be required for a full decarbonization transition.

9. The Waypoint aligns with support for energy procurement that is technology‐flexible and in line with energy needs, as defined in Pasadena’s City Council‐approved State Legislative Platform.

22.1. PWP’s Proactive Carbon‐Free Procurement Actions
PWP anticipates continued load growth, driven primarily by EV adoption and building electrification. This trend, in turn,  will  increase  PWP’s  need  for  all  three  major  attributes  of  a  resource  portfolio:  energy  supply,  RA,  and renewable/zero‐carbon  /carbon‐free  energy  content.  Accordingly,  PWP  proactively  began  building  its  future resource portfolio in 2022 and 2023 with the in formation outlined in the following paragraphs. 252

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
226 of 297

22.1.1. Utility‐Scale Photovoltaic Solar + Battery
PWP has contracted for a portion of the Sapphire Project, a hybrid PV solar and battery energy storage facility to be built in Riverside County, California. During the contract delivery period (December 31, 2026, through December 31, 2046) PWP would receive a 39 MW share of the project’s solar capability, plus a 19.67 MW share of its battery energy storage system. The contract requires that mo
st of the energy charging the BESS comes from the solar field.

This feature would benefit PWP because the presence of the BESS would convert the solar field (by itself, a variable energy resource) to a limited dispatchable resource, thus e nabling PWP to store the project’s renewable energy until PWP needs it to serve system load.

22.1.2. Geothermal
PWP has secured a 25 MW share of the Geysers, an existing geothermal energy resource comprised of multiple generating  facilities  in  Sonoma  County  and  Lake  County,  California.  PWP  plans  to  use  its  share  of  Geysers  as  a baseload renewable energy resource, meaning it would receive its 25 MW allotment on a full‐time basis during the contractual delivery period (January
1, 2027, through December 31, 2041).

22.1.3. Additional Battery (Local)
Foreseeing the need for energy storage resources electrically within Pasadena, PWP has issued a solicitation to install design and to build a 25 MW, 4‐hour battery at the Glenarm Power Plant complex. This facility, slated to commence  service  sometime  in  2026  or  2027,  could  give  PWP  the  ability  to  store  renewable  and  carb on‐free energy generated within the PWP system.  PWP will leverage the experience it derives from this pilot project, since a  BESS’  modular  design  would  enable  PWP  to  adjust  its  MW  throughput  capability,  and  its  hours  of  storage capability, to meet future needs as they arise.

22.2. Resource Procurement Guided by the Results of this IRP PWP’s challenge will be to acquire a diverse collection of procured and owned resources of various technologies that  simultaneously,  yet  cost  effectively,  fulfills  its  needs  for  energy  supply,  Resource  Adequacy,  and renewable/carbon‐free  energy  content.  The  composition  of  this  new  resource  portfolio,  and  how  quickly  PWP needs to assemble it, will depend upon many factors, includin g, but not limited to, the following:
 The results of this IRP
 PWP’s policy directives
 The deliverability of external resource energy to the PWP system  The commercial availability of resources by type, size, and offered contract duration  Reliability considerations
 Regulatory requirements
 Rate impa
cts

Since the IRP study period exceeds most typical contract durations, PWP will likely create its new resource portfolio in pieces over the years, allowing for flexibility, while leveraging all resource types and configurations identified in the Scenarios, while leaving breath to accommodate new technologies as they develop and mature in the fu ture. 253

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
227 of 297

Figure  208  below  shows  the  extended  study  period  modeling  results,  by  scenario,  of  how  much  cumulative nameplate capacity of wind, solar, storage, and fuel cells are added by 2031. Scenarios 1‐3, which all meet 100% carbon‐free  by  the  end  of  2030,  require  700  –  1,300  MW  of  new  installed  capacity  over  the  next  eight  years.

Compared
to PWP’s current resource portfolio of about 400 MW, this represents an extraordinary expansion of resource procurement and capacity additions.

Figure 208: Cumulative New Resource Installed Capacity Through 2031 (MW) Solar  Wind  Battery
Storage
Fuel Cell  Geothermal  Scenario
Total
Scenario 1  300     285  115     700
Scenario 2  615  30  665  35  10  1,355
Scenario 3  480  60  598  35  20  1,193
Scenario 4  5  250  130        385
Scenario 5  5  610  60        675

All of the suggested resource portfolios for Scenarios 1 through  5 include some utility‐scale PV solar and some utility‐scale battery storage. Before 2030, the smallest amount of utility‐scale solar among the carbon‐free by 2030 scenarios (Scenarios 1‐3) is 300 MW; this is in addition to the Sapphire Solar contract .  Utility‐scale storage varies among the scenario findings, but a minimum of 60 MW of 4‐hour storage prior to 2031 appears across all of the results. This includes the 25‐MW, 4‐hour facility that PWP is currently soliciting, because the associated contract has not yet materialized.

Note, that these represent potential mi
nimum procurements up to the year 2030; the larger potential procurement strategy is described in the Procurement Plan located in Appendix 28 of this IRP.

22.3. Supplemental Near‐Term Actions
In addition to resource acquisition, PWP can take additional measures to support the goals of this IRP, as outlined in the following sub‐sections.
254

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
228 of 297

22.3.1. Explore DER Expansion and Refine Planning for Internal Resource Sizes and Placement; Revisit the PDMP
The  2023  IRP  describes  a  “Doubled  Distributed  Solar  and  Storage”  Scenario  that  envisions  over  200  MW  of customer‐installed photovoltaic solar generation capacity in Pasadena by 2050. Compared to PWP’s Load Forecast, this degree of Distributed Energy Resource (DER) growth exceeds what PWP expects to occur naturally. If the City of  Pasadena  decides  to  promote  such  expansion,  PWP  will  ne ed  to  consider  how  to  achieve  this  outcome  – presumably  through  some  combination  of  customer  outreach/education,  equipment  rebates,  and/or  rate incentives. Even considering merely the expected, “normal” growth of DERs in Pasadena (to over 100 MW by 2050), PWP  would  need  to  increase  its  utility‐side  ener gy  storage  capacity  to  accommodate  generation  from  these resources.  This  could  take  the  form  of  expanded  BESS  facilities  at  PWP’s  Glenarm/Broadway  complex,  plus additional BESS installations at other City‐owned locations that PWP would need to identify and to coordinate with the associated City Department(s). Any of these changes could significan tly change the topographic loading pattern within  PWP’s  subtransmission  and  distribution  networks,  especially  in  the  connected  MW  of  load  and  internal generation that these networks would face in the future. As PWP develops these internal resources, it will need to update its Power Delivery Master Plan (PDMP) accordingly.

22.3.2. Support Mass Transit and Electric Vehicle Fleet Development, Focusing on Electric Buses (City and School); Pursue Vehicle‐to‐Grid Charging Opportunities PWP and other City Departments (Public Works, Police, Transportation, etc.) are at various stages of converting their  vehicle  fleets  to  electric  vehicles.  These  fleets  encompass  both  light‐duty  vehicles  (such  as  sedans)  and medium/heavy‐duty vehicles (such as transit buses). PWP has supported, and will continue to support, charging facilities in its service area to accomm odate this growing number of EVs. This also presents potential opportunities to partner with other City organizations for a symbiotic use of batteries aboard City vehicles and equipment, as they could charge from PWP’s distribution system and discharge energy back to the system in times of need. Using central charging
facilities at municipal bus yards in a vehicle‐to‐grid (V2G) mode presents a promising opportunity for  symbiotic  use  of  batteries  aboard  electric  buses,  as  they  could  charge  from  PWP’s  distribution  system  and discharge energy back to the system in times of need.

22.3.3. Perform a More Extensive Study on the Future of Glenarm The 2023 IRP study as well as past IRPs, raised awareness of the need to examine the future of PWP’s natural gas‐ fired Glenarm Power Plant, which could take either of two main trajectories:
 Maintain its current operational status.
 Replace,  convert,  or  make  adaptations  with  carbon‐free  alternative  energy  and  long‐term  storage resources such as carbon capture and sequestration, green hydrogen, biofu el, or other future technologies
that may develop

At 197 MW, Glenarm plays a crucial role in PWP’s current resource portfolio. It constitutes PWP’s single largest source of RA and contributes to frequency regulation and reliability needs in a transmission‐constrained topology.

To deliver 100% carbon‐
free electricity on an hourly basis, as required by the Carbon‐Free Scenarios (1 through 3), while  maintaining  reliability  and  RA  requirements,  will  require  replacing,  converting,  or  making  adaptations  to Glenarm to an alternative energy and storage resource as described in 22.3.1.2. Since these technologies are still being developed and not ye
t available at scale, they were not studied as part of the IRP process.  However, they do 255

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
229 of 297

represent emergent technologies that PWP could consider in order to achieve 100% carbon‐free electricity while also  meeting  reliability  requirements.   Further  studies  of  the  feasibility,  cost,  and  provisional  timeline  of  these options must be performed to better understand what role they might play in Glenarm’s future.

22.3.4. Prepare for a Significant Increase in Expenditures Over the Next 20 Years Once PWP has defined a specific resource procurement/development program and has secured any alternative funding mechanisms, PWP can then incorporate this information into the power supply portion of future power system budgets. PWP routinely seeks authorization from its City Council before securing any renewable/carbon‐ free based resource procurement.

22.3.5. Perform a Cost‐of‐Service Study, Rate Impact Study, and Rate Ordinance Proposal Several internal PWP financial studies would directly follow from this IRP and the resource procurement that it suggests. PWP’s power supply costs include operations and maintenance expenses, as well as capital development costs. To the extent that PWP expects to fund these fiscal requirements through retail revenues, a rate impact study would show how cus tomer rates could change. This process would culminate in a rate ordinance proposal by which PWP requests the Pasadena City Council’s approval of changes to its rate structure and/or rates.

22.3.6. Investigate Rate Structure: Time‐of‐Use Rates, the Next Net Energy Metering Program, Electric Vehicle Charging Rates, Low‐Income Assistance, Any Changes to Customer Incentives or Subsidies, Etc.

This IRP envisions an evolution occurring within PWP’s connected load, including growth in distributed generation and distributed storage, additional adoption of EVs, and further  strides in energy efficiency.  Encouraging these developments and accommodating them in an equitable manner may require PWP to consider adjustments to its rate structure. PWP could explore a new TOU rate, a successor  to PWP’s current NEM program, or EV charging rates. As some of these programs may overlap with existing or proposed customer incentive and subsidy programs, PWP  may  need  to  re‐evaluate  existing  programs  in  the  context  of  other  proposed  changes.  Any  resulting  rate proposal  would  need  to  consider  the  needs  of  PWP’s  low ‐income  customers,  incorporating  rate  equity  in  the proposal so that PWP’s electric service remains affordable to all of its customers.

22.3.7. Expand Demand‐Side Management; Explore Advanced Metering Infrastructure Connection Incentives
Section  6.4  of  the  IRP  discusses  PWP’s  current  demand‐side  management  efforts  to  adjust  customer  load  in response to, or in anticipation of, power system contingencies. PWP’s AMI network, slated for inauguration as early as 2027, will enable PWP not only to monitor individual customer loads in real time but also, potentially, to control some of those loads with the customers’ permission.

22.3.8. Determine the Future of PWP’s Green Power Program As PWP overhauls its resource portfolio, its portfolio content may eventually reach 100% renewable/carbon‐free.

Before this occurs, PWP would need to re‐evaluate the need and future of its existing GPP, which currently places a surcharge on participating customer bills to accomplish this same goal. 256

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
230 of 297

22.3.9. Monitor the Influence of the Building Electrification Ordinance After It Becomes Effective in 2025
The 2023 IRP estimates the future impact of Pasadena’s Building Electrification Ordinance, which may modify load growth within PWP’s service territory. In cooperation with Pasadena’s Building & Safety Department, PWP may monitor how its load grows in the future and potentially estimate how much of this load growth is attributable to the ordinance. This field data would
help PWP refine AAFS/Building Electrification assumptions for future utility planning, including future IRPs.

22.3.10. Update the Pasadena Utility Code, Electrical Code, and Fire Code (for Batteries, Hydrogen Fuel Cells, etc.)
Emerging technologies may prompt revisions to Codes and Standards (C&S) – for example, PWP’s restrictions on types  of  customer‐installed  generation,  electrical  code  requirements  (which  Pasadena’s Building  and  Safety Department  administers),  and  the  Pasadena  Fire  Code  (particularly  with  respect  to  customer‐installed  battery systems  within  enclosed  spaces  such  as  garages).  Keeping  Pasadena’s C&S  up  to  date  would  promote  the  safe application of these technologies while tapping into their full potential.

22.3.11. Continue to Monitor Emerging Technology Developments Chapters 15 and 17 describe this IRP’s Emerging Technologies Scenario. PWP staff continues to identify and to track such developments. As these technologies mature to the point of commercial applicability, PWP could assess if, how,  and  when  to  incorporate  them  into  its  evolving  resource  portfolio.  This   concept  is  central  to  the  2028 Waypoint fra
mework.

Each of the above activities will have its own timeline, which will become clear as PWP addresses them individually.

Additionally, PWP would present each resulting program to the City Council in a timely manner so that PWP could proceed with appropriate guidance and policy directives. In any event, PWP would li kely need to accomplish these activities within five to seven years after issuing this IRP.

22.4. Timeline The Longer‐Range Outlook
Transitioning to a more renewable and carbon‐free resource mix would require PWP to ramp up its current long‐ term contract origination and contract administration activities, with a commensurate increase in its work with SCPPA, which supports PWP in these activities. Conversely, PWP foresees increasing participation in markets for RECs and RA to support interim portfolio balancing du ring the first five to seven years following this IRP.

The  timeline  in  Figure  209,  is  a  general  high‐level  representation  of  activities  inherent  to  the  2028  Waypoint framework.  While standard utility practices encompass many of the below concepts, other considerations are not included such as energy ri sk management and mitigation, PPA contract negotiations to capture favorable terms intended to protect rate payer interests, while also strategically sourcing procurements that are less likely to be negatively impacted by inherent CAISO transmission constraints, among other things. 257
Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
231 of 297
Figure 209: 2023 IRP Implementation Timeline
Figure 210: 100% Carbon – Free Trajectory to Waypoint in 2028 258

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
232 of 297

23. Appendix ‐ Required Tables
The required tables are filed separately.

23.1. Capacity Resource Accounting Table
Additional information regarding how the load is calculated in the CRAT is provided in Figure 21111.

Figure 211: Capacity Resource Accounting Table Load
Peak Load C  2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  2031  2032  2033  2034  2035  2036  2037  2038  2039  2040  2041  2042  2043  2044  2045  2046  2047  2048  2049  2050 1 Forecast Total
Peak‐Hour 1‐in‐2
Demand (7a + 5 –
4)
326   330   343   347   352   356   356   363   364   369   372   376   378   380   383   384   386   388   390   392   394   396   398   399   398   400   399   401 2 [Customer‐side
solar: nameplate
capacity]
30   32   34   37   39   42   44   47   50   53   56   59   62   65   68   71   74   78   81   84   88   91   95   98   102   105   108   112 2a
[Customer‐side
solar: peak hour
output]
20   8   18   12   11   28   4   12   16   15   37   40   40   42   44   46   48   50   52   55   57   59   61   63   9   9   0   0 3 [Peak load
reduction due to
thermal energy
storage]
0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0 4 [Light Duty PEV
consumption in
peak hour]
4   5   6   8   7   10   15   16   18   20   29   31   31   32   34   34   35   36   36   37   37   38   38   38   32   32   31   31 4a
[Medium/Heavy
Duty PEV
consumption in
peak hour]
0   0   0   1   1   1   1   2   2   2   4   5   5   6   7   8   9   10   11   12   13   15   16   18   14   15   17   18 4d
[TOU rates
generation in peak
hour]
0   0   0   0   0   0   0   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1   1 4e
[Distributed
storage generation
in peak hour]
0   1   0   1   1   0   3   2   2   3   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   16   17   3   3 4f
[AAFS
consumption in
peak hour]
0   1   1   1   1   1   1   2   2   3   2   3   3   3   3   3   3   3   4   4   4   4   4   4   4   4   5   5 4g
[Climate change
consumption in
peak hour]
0   0   0   0   1   1   1   1   1   2   2   2   2   2   2   3   3   3   3   3   3   3   3   3   2   2   3   3 4h
[Native load
consumption in
peak hour]
352   343   354   350   354   370   345   356   360   361   373   376   377   379   381   383   385   387   389   392   394   396   399   401   373   375   348   349 4i
[Distributed
natural gas
generator in peak
hour]
10   10   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0 5 Additional
Achievable Energy
Efficiency Savings
on Peak
6   8   8   9   11   13   10   14   13   15   16   17   17   17   17   17   18   17   17   17   17   17   17   17   14   14   12   12 6  Demand
Response /  0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0   0 259

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
233 of 297

Peak Load C  2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  2031  2032  2033  2034  2035  2036  2037  2038  2039  2040  2041  2042  2043  2044  2045  2046  2047  2048  2049  2050 Interruptible
Programs on Peak
7 Peak Demand
(accounting for
demand response
and AAEE) (1‐5‐6)
320   323   335   338   341   343   346   348   351   354   356   359   362   363   365   367   369   371   373   374   376   378   380   382   384   386   388   390 7a
[Metered peak
demand in peak
hour]
330   333   335   338   341   343   346   348   351   354   356   359   362   363   365   367   369   371   373   374   376   378   380   382   384   386   388   390 8  Planning Reserve
Margin  48   48   59   59   60   60   61   61   61   62   62   63   63   64   64   64   65   65   65   66   66   66   67   67   67   68   68   68 8b  Reserve Margin
(%)  15%  15%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18%  18% 9  Firm Sales
Obligations

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐
10 Total Peak
Procurement
Requirement
(7+8+9)
368   371   394   397   400   403   406   409   412   416   419   422   425   427   429   431   433   436   438   440   442   444   447   449   451   453   456   458

23.2. Energy Balance Table (Scenario 4 Example)
Additional information regarding how load is calculated in the EBT is in Figure 21212.

Figure 212: Energy Balance Table (Scenario 4) Load
Net Energy for Load
Calculations  2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  2031  2032  2033  2034  2035  2036  2037  2038  2039  2040  2041  2042  2043  2044  2045  2046  2047  2048  2049  2050 1 Retail sales to end‐use
customers (1a + 4a –
1b) *.96
1,047,923  1,059,784  1,156,277  1,173,515  1,192,802  1,215,253  1,239,018  1,265,082  1,291,633  1,315,006  1,338,073  1,358,607  1,371,814  1,384,239  1,395,351  1,405,369  1,414,512  1,422,988  1,430,986  1,438,674  1,446,195  1,453,669  1,461,195  1,468,851  1,476,698  1,484,777  1,493,119  1,501,739 1a  Metered Load  1,156,320  1,162,535  1,173,224  1,185,899  1,201,519  1,220,842  1,241,853  1,265,577  1,290,067  1,312,076  1,333,660  1,352,810  1,364,639  1,375,921  1,386,185  1,396,148  1,405,362  1,414,327  1,422,855  1,430,863  1,438,698  1,446,483  1,454,323  1,462,298  1,470,471  1,478,887  1,487,577  1,496,556 1b  Distributed Generation  84,240  84,480  240  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 2  Other loads  ‐  ‐  105,325  117,752  153,124  241,384  246,479  245,473  243,882  242,986  238,602  233,086  228,095  205,042  198,862  193,939  198,942  194,942  190,373  202,111  237,876  235,070  256,827  247,512  257,543  284,078  283,324  285,431 2a  [Storage pumping
load] ‐  ‐  ‐  ‐  22,845  26,475  28,199  27,839  26,429  23,543  22,129  20,338  18,485  12,748  10,648  10,578  11,407  10,907  10,471  9,858  10,032  9,976  9,655  9,553  ‐  ‐  ‐  ‐ 2b  [Storage pumping
load] ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  2,519  2,500  2,389 2c  [Storage pumping
load] ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  2,447  2,515  2,612  2,572  2,453 2d  [Storage pumping
load] ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 2e  [Storage pumping
load] ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 2f  [Storage pumping
load] ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 2g  [Storage pumping
load] ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 2h  [Storage pumping
load] ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 2i  [Storage pumping
load] ‐  ‐  105,325  117,752  130,279  214,909  218,279  217,634  217,452  219,444  216,473  212,749  209,610  192,293  188,214  183,361  187,534  184,034  179,902  192,253  225,114  219,763  242,022  230,601  250,360  273,733  273,056  275,344 260

Pasadena Water and Power
2023 Integrated Resource Plan
234 of 297

Net Energy for Load
Calculations  2023  2024  2025  2026  2027  2028  2029  2030  2031  2032  2033  2034  2035  2036  2037  2038  2039  2040  2041  2042  2043  2044  2045  2046  2047  2048  2049  2050 2j  [Storage pumping
load] ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 2k  [Storage pumping
load] ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  2,730  5,331  5,150  4,912  4,668  5,215  5,195  5,246 2l  [Storage pumping
load] ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 3  Net energy for load
(1a + 4a – 1b +2)  1,091,586  1,103,941  1,309,781  1,340,163  1,395,626  1,507,272  1,537,123  1,563,267  1,589,333  1,612,784  1,632,428  1,648,302  1,657,067  1,646,957  1,652,353  1,657,865  1,672,392  1,677,221  1,680,984  1,700,730  1,744,329  1,749,309  1,778,906  1,777,566  1,795,770  1,830,721  1,838,656  1,849,743 4 Retail sales to end‐use
customers (accounting
for AAEE impacts) ((1a
– 1b)*.96)
1,029,197  1,034,933  1,126,064  1,138,463  1,153,458  1,172,009  1,192,179  1,214,954  1,238,464  1,259,593  1,280,313  1,298,697  1,310,054  1,320,884  1,330,738  1,340,302  1,349,147  1,357,754  1,365,941  1,373,629  1,381,150  1,388,624  1,396,150  1,403,806  1,411,652  1,419,732  1,428,074  1,436,694 4a  [AAEE generation] 19,506.21  25,886.41  31,471.95  36,512.71  40,983.11  45,045.88  48,790.91  52,216.66  55,384.83  57,721.15  60,166.46  62,405.96  64,333.16  65,994.23  67,305.27  67,777.88  68,088.44  67,952.51  67,755.48  67,755.48  67,755.48  67,755.48  67,755.48  67,755.48  67,755.48  67,755.48  67,755.48  67,755.48 5 Net energy for load
(accounting for AAEE
impacts) (1a – 1b +2)
1,072,080  1,078,055  1,278,309  1,303,651  1,354,642  1,462,226  1,488,332  1,511,050  1,533,948  1,555,063  1,572,261  1,585,896  1,592,734  1,580,963  1,585,048  1,590,087  1,604,303  1,609,269  1,613,229  1,632,974  1,676,574  1,681,554  1,711,150  1,709,810  1,728,014  1,762,966  1,770,900  1,781,987 6  Firm Sales Obligations  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 7 Total net energy for
load (accounting for
AAEE & AAFS impacts)
(5+6)
1,072,080  1,078,055  1,278,309  1,303,651  1,354,642  1,462,226  1,488,332  1,511,050  1,533,948  1,555,063  1,572,261  1,585,896  1,592,734  1,580,963  1,585,048  1,590,087  1,604,303  1,609,269  1,613,229  1,632,974  1,676,574  1,681,554  1,711,150  1,709,810  1,728,014  1,762,966  1,770,900  1,781,987 8  [Customer‐side solar
generation]  57,838  62,350  66,608  71,103  75,793  80,665  85,714  90,950  96,366  101,93 4 107,61
7 113,37
4 119,17
0 125,15
2 131,23
7 137,41
9 143,68
8 150,03
9 156,46
3 162,95
2 169,49
8 176,09
4 182,73
3 189,40
6 196,10
6 202,82
6 209,55
8 216,29
7 9
[Total Annual Light
Duty PEV electricity
consumption/procure
ment requirement]
39,428  50,945  64,260  79,439  96,970  115,25
1 135,43
6 157,14
4 179,72
6 196,48
1 211,38
9 224,44
2 235,73
7 245,42
4 253,68
0 260,68
5 266,61
1 271,61
4 275,83
3 279,38
8 282,38
4 284,90
8 287,03
5 288,82
9 290,34
2 291,62
0 292,69
9 293,61
0 10
[Total Annual
Medium/Heavy Duty
electricity
consumption/procure
ment requirement]
242  423  2,827  4,605  6,952  9,777  12,777  15,881  19,789  23,677  30,058  35,906  41,939  48,054  54,511  61,340  68,580  76,269  84,445  93,138  102,37 4 112,16
7 122,52
7 133,45
4 144,93
9 156,96
8 169,51
7 182,55
9 11
[Total Annual AAFS
consumption/procure
ment requirement]
2,914  4,798  6,833  8,430  10,124  11,932  13,820  15,790  17,832  19,924  21,927  23,779  25,448  26,856  28,109  29,215  30,186  31,032  31,765  32,399  32,944  33,412  33,812  34,154  34,445  34,693  34,903  35,082 12 [Total Annual TOU
rates generation
requirement]
‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  12  12  13  12  12  12  13  13  13  13  14  14  14  14  14  15  15  15  15  15  15 13 [Total Annual climate
change
consumption/procure
ment requirement]
658  994  1,333  1,677  2,028  2,379  2,736  3,096  3,458  3,822  4,189  4,559  4,931  5,221  5,484  5,720  5,932  6,120  6,287  6,433  6,562  6,674  6,773  6,858  6,932  6,996  7,052  7,100 14 [Total Annual
distributed storage
consumption/procure
ment requirement]
407  501  591  694  799  914  1,032  1,166  1,319  1,473  1,642  1,812  1,997  2,184  2,377  2,576  2,780  2,990  3,207  3,430  3,659  3,895  4,138  4,388  4,646  4,912  5,185  5,467 15 [Total Annual native
load
consumption/procure
ment requirement]
1,190,0
16 1,193,1
11 1,195,4
61 1,198,6
69 1,201,4
23 1,206,2
99 1,210,5
57 1,215,6
79 1,219,7
07 1,226,3
67 1,232,2
49 1,238,1
03 1,238,1
03 1,239,3
41 1,240,5
80 1,241,8
21 1,243,0
63 1,244,3
06 1,245,5
50 1,246,7
96 1,248,0
43 1,249,2
91 1,250,5
40 1,251,7
90 1,253,0
42 1,254,2
95 1,255,5
50 1,256,8
05 Surplus/Shortfall (21‐22) (MWh), labeled as #23 on the EBT, is plus or minus 10 MWh. 261