UNITED STATES OF AMERICA
`BEFORE THE
`FEDERAL ENERGY REGULATORY COMMISSION
`Enron Power Marketing, Inc. )
`  and Enron Energy Services, Inc., et al. ) Docket No. EL03­180­000, et al.
`Eugene Water & Electric Board ) Docket No. EL03­188­000
`MOTION OF THE
`EUGENE WATER & ELECTRIC BOARD 
`TO LODGE ORDER
`Pursuant to Rule 212 of the Rules of Practice and Procedure of the Federal Energy 
`Regulatory Commission (“FERC” or “Commission”), 18 C.F.R. § 385.212 (2003), the Eugene 
`Water & Electric Board (“EWEB”) hereby moves to lodge the attached “Order on Rehearing” 
`issued October 16, 2003, in Docket Nos. EL00­95­081, et al.1  As demonstrated herein, good 
`cause exists to grant this motion to lodge.
`I. BACKGROUND
`On July 25, 2003, EWEB filed a timely request for rehearing of the June 25, 2003, 
`Partnership Order2 in the above­referenced proceedings.  One of the specifications of error set 
`forth in that pleading was the following:
`1  San Diego Gas & Electric Co. v. Sellers of Energy and Ancillary Services Into Markets Operated by the 
`California Independent System Operator and the California Power Exchange, 105 FERC ¶ 61,066 (2003).
`2  Enron Power Mktg., Inc. and Enron Energy Servs., Inc., et al., 103 FERC ¶ 61,346 (2003).
`
`
`
`
`
`
`
`The Commission erred because the basis by which the 
`Commission has asserted jurisdiction over other governmental 
`entities does not apply to EWEB because EWEB was not a 
`participant in the California Power Exchange (“PX”) and the 
`California Independent System Operator (“ISO”) central clearing 
`price markets (“Organized Markets”).  
`EWEB July 25 Rehearing Request at 2.  In that pleading, EWEB explained that it was not a 
`Market Participant in the California Markets and was not a signatory to either the CAISO 
`Scheduling Coordinator or Participating Generator Agreements.  Id. at 6.  Thus, under the 
`Commission’s reasoning in the Gaming Order, 3 the Commission lacks jurisdiction over EWEB.  
`Id. at 7­8.
`On September 2, 2003, EWEB submitted its response to the directive to show cause 
`contained in the Partnership Order.  That response contained the sworn affidavit of Scott Spettel, 
`which affirmed that EWEB was not a participant in either the CAISO or PX organized markets 
`and did not sign either the CAISO Scheduling Coordinator or Participating Generator 
`Agreements.  Spettel Affidavit at 5­6.
`To date, the Commission has not ruled on EWEB’s July 25, 2003, request for rehearing in 
`these proceedings.
`II. MOTION TO LODGE   
`On October 16, 2003, the Commission issued an “Order on Rehearing,” which,  inter alia,
`granted rehearing of the Commission’s prior assertion of jurisdictional over certain transactions 
`entered into by Public Utility District No. 2 of Grant County (“Grant County”).  See 105 FERC ¶ 
`61,066 P 177.  In that Order, the Commission found that it does not have either personal 
`3  American Elec. Power Serv. Corp., et al., 103 FERC ¶ 61,345 (2003).
`2
`
`
`
`
`
`
`
`jurisdiction over Grant County or subject matter jurisdiction over Grant County’s sales.  That 
`ruling was premised on the facts that Grant County did not make sales under the CAISO Tariff 
`into the CAISO's centralized, single clearing price auction markets and did not enter into any 
`arrangement with the CAISO, such as a Scheduling Coordinator Agreement or a Participating 
`Generator Agreement.  Id.  This ruling directly supports EWEB’s claim that the Commission does
`not have jurisdiction over EWEB in this case.  Accordingly, this motion to lodge should be 
`granted. 
`III. CONCLUSION
`For the reasons set forth herein, the Eugene Water & Electric Board respectfully requests 
`that the Commission grant this motion to lodge the “Order on Rehearing” issued October 16, 
`2003, in Docket Nos. EL00­95­081 and consider the findings in paragraph 177 of that order in its 
`deliberations concerning the jurisdictional arguments set forth at pages 6­8 of EWEB’s July 25, 
`2003, request for rehearing of the Partnership Order. 
`Dated: October 29, 2003   Respectfully submitted,
`/s/ Thomas M. Grim/klm             /s/ Kathleen L. Mazure               
`Thomas M. Grim  Michael Postar
`Richard G. Lorenz  Kathleen L. Mazure
`Cable Huston Benedict Haagensen  Duncan, Weinberg, Genzer
`& Lloyd LLP & Pembroke. P.C.
`1001 SW Fifth Avenue  1615 M Street, N.W.
`Suite 2000 Suite 800
`Portland, Oregon 97204­1136 Washington, D.C. 20036
`Attorneys for
`Eugene Water & Electric Board
`3
`
`
`
`
`
`
`
`                                                         105 FERC ¶ 61, 066
`UNITED STATES OF AMERICA
`FEDERAL ENERGY REGULATORY COMMISSION
`Before Commissioners:  Pat Wood, III, Chairman;
`       William L. Massey, and Nora Mead Brownell.
`San Diego Gas & Electric Company, Docket Nos. EL00­95­081
`Complainant,           EL00­95­074
`EL00­95­086
`v.
`Sellers of Energy and Ancillary Services
`  Into Markets Operated by the California
`  Independent System Operator and the 
`  California Power Exchange,
`Respondents
`Investigation of Practices of the California Docket Nos. EL00­98­069
` Independent System Operator and the EL00­98­062
` California Power Exchange EL00­98­073
`ORDER ON REHEARING
`(Issued October 16, 2003)
`1. In this order, the Commission acts on requests for rehearing and clarification of an order 
`issued on March 26, 2003 concerning refunds for California.4  This order benefits 
`customers by further clarifying the method for calculating refunds for electricity purchases 
`made in the organized spot markets in California during the period October 2, 2000 
`through June 20, 2001 (the Refund Period).  
`Background
`4See San Diego Gas & Electric Company, et al., 102 FERC & 61,317 (2003) 
`(Refund Order).  
`
`
`
`
`
`
`
`Docket Nos. EL00­95­081 et al 5
`2. In the Refund Order, the Commission adopted in part and modified in part the presiding 
`administrative law judge's Proposed Findings issued on December 12, 2002.5  We also 
`directed generators that wish to recover fuel costs above the MMCP for spot gas purchases 
`made during the Refund Period in the California Independent System Operator Corporation
`(CAISO) and California Power Exchange (PX) markets to submit their actual daily cost of 
`gas information.  The Commission also directed its staff to convene an on­the­record 
`technical conference, which its staff held on May 22, 2003, to address issues concerning 
`the information submitted on generators' fuel cost allowance submissions.  
`3. The following parties filed timely motions for rehearing and/or clarification of the 
`Refund Order:  Arizona Electric Power Cooperative, Inc. (AEPCO); Automated 
`Power Exchange (APX); Bonneville Power Administration; CAISO; CA 
`Generators;6 CA Parties;7 Californians for Renewable Energy; Calpine Corporation;
`Cities of Anaheim, Azusa, Banning, Colton and Riverside, California; City of 
`Burbank, California; City of Glendale, California;8 City of Los Angeles 
`Department of Water and Power; City of Pasadena, California; City of Seattle, 
`Washington; City of Redding, California; City of Vernon, California; Competitive 
`Supplier Group;9 Coral Power, L.L.C.; El Paso Merchant Energy, L.P.; Enron 
`Power Marketing, Inc. and Enron Energy Services, Inc.; Modesto Irrigation 
`District; Morgan Stanley Capital Group, Inc.; Northern California Power Agency; 
`5See San Diego Gas & Electric Company, et al., 101 FERC & 63,026 (2002).
`6The CA Generators is composed of subsidiaries of Duke, Dynegy, Reliant, 
`Mirant, and Williams.  
`7The CA Parties is composed of the California Attorney General, the California 
`Electricity Oversight Board, the California Public Utilities Commission, Southern 
`California Edison Company, and Pacific Gas & Electric Company.  
`8On April 28, 2003, the City of Glendale, California filed an errata to its timely 
`filed April 25, 2003 request for rehearing.  
`9The Competitive Supplier Group includes the following companies:  Portland 
`General Electric Company; Exelon Corporation (on behalf of Exelon Generation 
`Company, LLC, PECO Energy Company and Commonwealth Edison Company); Public 
`Service Company of New Mexico, Sempra Energy Trading Corp., IDACORP Energy 
`L.P.; BP Energy Corporation; Tractebel Energy Marketing Inc.; Avista Energy, Inc.; 
`Puget Sound Energy, Inc.; Powerex Corporation; PPL EnergyPlus, LLC; PPL Montana, 
`LLC; TransAlta Energy Marketing (California) Inc.; TransAlta Energy Marketing (U.S.) 
`Inc.; Constellation Power Source, Inc.; and Coral Power, L.L.C.
`
`
`
`
`
`
`
`Docket Nos. EL00­95­081 et al 6
`PacificCorp; Powerex Corp.; PPL Montana, LLC and PPL EnergyPlus, LLC; 
`Public Utility District No. 2 of Grant County, Washington; Puget Sound Energy, 
`Inc.; Reliant Energy Power Generation, Inc. and Reliant Energy Services, Inc.; 
`Sacramento Municipal Utility District; Salt River Project Agricultural 
`Improvement and Power District; San Diego Gas & Electric Company; Sempra 
`Energy Trading Corp.; Silicon Valley Power of the City of Santa Clara, California; 
`State Water Contractors and the Metropolitan Water District of Southern 
`California; TransAlta Energy Marketing (U.S.) Inc. and TransAlta Energy 
`Marketing (California) Inc.; Tucson Electric Power Company; Turlock Irrigation 
`District; and Williams Energy Marketing & Trading Company (Williams).  
`4. On April 16, 2003, APX filed an answer to Coral's Motion for Clarification.  On 
`May 6, 2003, Avista Corporation d/b/a Avista Utilities filed a motion requesting 
`that the Commission consider its February 3, 2003 comments as an answer to the 
`Sacramento Municipal Utility District rehearing request.  On May 12, 2003, the CA
`Generators filed an answer to the CAISO's request for clarification.  On May 12, 
`2003, the CAISO filed an answer to the CA Generators and Williams motions for 
`clarification or requests for rehearing.  On May 12, 2003, the CA Parties filed an 
`answer to the Williams motion for clarification. 
`Requests Denied on Procedural Grounds
`5. Several parties raise arguments on rehearing that are identical to those they have 
`already raised and that the Commission has already thoroughly considered and 
`rejected.10  Accordingly, we will deny rehearing of the following issues and 
`reference the appropriate portions of the presiding judge's proposed findings or the 
`Refund Order:  (1) Seattle's contention that the presiding judge should not have 
`struck from the record the portion of Seattle's testimony and evidence concerning 
`Seattle's hourly transactions in California outside the CAISO and PX markets;11 
`(2) Powerex's and Vernon's arguments regarding the method the PX proposed for 
`handling congestion;12 (3) Salt River Project's argument that energy charges 
`captured in neutrality charge types must be mitigated;13 (4) arguments concerning 
`10In the March 26 Order, the Commission adopted many of the presiding judge's 
`proposed findings and explanations.  
`11See 101 FERC & 63,026 at paragraph 19 (2002).  
`12Id. at paragraphs 653­75.
`13Id. at paragraphs 556­65.
`
`
`
`
`
`
`
`Docket Nos. EL00­95­081 et al 7
`what units are eligible to set the MMCP for each 10­minute interval in the Refund 
`Period;14 (5) Vernon's proposal to use net purchase or sale amounts for an hour 
`(rather than gross sales and purchases), where a participant has both sales and 
`purchases within the same zone, within that same hour, and within the same market
`(e.g., PX Day­Ahead Market);15 (6) Pasadena's arguments that the Commission 
`should not have required it to allocate the cost of purchased emissions credits pro 
`rata to all non­native load sales;16 (7) Pasadena's argument regarding the 
`opportunity cost of lost sales of emissions credits;17 (8) CA Parties' arguments for 
`bilateralization of refund obligations even though the CAISO and PX markets were
`not designed that way;18 (9) CA Parties' arguments against the classification of 
`certain BPA, Powerex, and Dynegy transactions as non­spot and, thus, exempt 
`from mitigation;19 (10) CA Parties' arguments regarding mitigation of energy 
`exchange transactions;20 (11) CA Parties' arguments to expand the scope of 
`transactions subject to mitigation to include those with durations of up to one 
`month;21 (12) the arguments of LADWP, EPME, and Transalta that certain of their 
`transactions should have been classified as long­term transactions exempt from 
`mitigation;22 (13) Competitive Supplier Group's arguments against the adoption of 
`the presiding judge's criteria for determining units eligible to set the MMCP based 
`14Id. at paragraphs 94­180.
`15Id. at paragraphs 709­714.
`16See 102 FERC & 61,317 at paragraph 113 (2003).
`17Id.
`18See 101 FERC & 63,026 at paragraphs 769­88 and 102 FERC & 61,317 at 
`paragraphs 131­32.
`19See 101 FERC & 63,026 at paragraphs 475­85, 491­92, and 512­17.
`20See 102 FERC & 61,317 at paragraphs 153­54.  CA Parties also state that the 
`Commission failed to address arguments concerning the CAISO's proposed accounting 
`methodology for energy exchange transactions.  We clarify that the Commission's prior 
`approval of the CAISO's accounting methodology for energy exchange transactions in 
`Docket No. ER01­2886­000 was to be applied to all jurisdictional entities that are 
`similarly situated, including those in this proceeding, for the reasons stated in 
`paragraph 536 of the presiding judge's proposed findings.
`21See San Diego Gas & Electric Company, et al., 97 FERC & 61,275 (2001) at 
`62,222.
`
`
`
`
`
`
`
`Docket Nos. EL00­95­081 et al 8
`in part on whether they were incrementally or decrementally dispatched;23 (14) 
`AEPCO's argument that CAISO and PX refunds and obligations should be 
`aggregated instead of treated separately;24 (15) Burbank's argument regarding its 
`claimed NOx costs;25 and (16) NCPA's argument that market­priced Reliability­
`Must­Run contracts should not be mitigated.26
`6. We will also deny several parties' out­of­time rehearing requests that the Commission 
`reconsider its finding that out­of­market (OOM) sales, which these parties allege 
`were bilateral sales, are subject to mitigation and refund liability.  As we stated in 
`the July 25, 2001 Order in this proceeding,27 spot market OOM transactions are 
`subject to refund and subject to the hourly mitigated price established in the 
`ordered hearing.   Accordingly, we will deny these parties' requests for rehearing 
`on this issue.  
`MMCP Issues
`Should average and/or incremental heat rate curves be used in determination of the 
`MMCP?
`Background
`7. The Commission directed the presiding judge to determine the marginal cost of the last
`unit dispatched to meet load in California's real­time market in each hour of the 
`Refund Period and to set the MMCP at that marginal cost.  The Commission 
`provided the presiding judge with the following formula to calculate MMCP.28  
`22Id. at paragraphs 493­511.
`23Id. at paragraphs 181­201.
`24Id. at paragraph 789.
`25Id. at paragraphs 742­45 and Refund Order at paragraph 111.
`26Id. at paragraphs 640­45.
`27See San Diego Gas & Electric Company, et al., 96 FERC & 61,120 at 61,515 
`(2001).  
`28See July 25 Order.  
`
`
`
`
`
`
`
`Docket Nos. EL00­95­081 et al 9
`MMCP=(Heat Rate x Gas Price + $6 for O&M) x 1.1(creditworthiness adder 
`beginning 1/6/01).
`8. In the Refund Order, the Commission adopted the presiding judge's selection of the 
`incremental heat rate approach as being the best means of replicating a competitive 
`market outcome.  The Commission also found no basis in the record to treat 
`Pasadena differently from all other sellers and, thus, directed that incremental heat 
`rate data be used for Pasadena's gas turbine.  However, the Commission also 
`adopted the presiding judge's finding that AEPCO's mixed average and incremental
`heat rate data for its out­of­state units were acceptable for use in setting the 
`MMCP.
`Comments
`9. CA Generators, Competitive Supplier Group, Modesto Irrigation District, and Calpine 
`request rehearing of the Commission's decision to adopt the use of incremental heat
`rates in the determination of MMCP.29  CA Generators argue that the Refund 
`Order's stated objective of attempting to replicate a competitive market outcome is 
`a conclusory standard that sheds no light on the choice between average and 
`incremental heat rates.  CA Generators argue that the marginal generator would in 
`fact bid its energy based on its average heat rate and that the Refund Order did not 
`demonstrate why this would not be true.
`10. CA Generators also argue that incremental heat rates exclude minimum load fuel costs,
`which means that prices developed through use of incremental heat rates will be 
`insufficient for the marginal generator to recover its full fuel cost.  CA Generators 
`also point out that the choice need not be between all­average or all­incremental 
`heat rates because they have shown at hearing that a mixed approach, based on 
`individual circumstances, may be a better approach.  Under this approach, which 
`CA Generators championed before the presiding judge, average heat rates would be
`used for units that would not have run in the interval but for the CAISO dispatch 
`instruction, while incremental heat rates would be used for units that merely 
`changed output levels in response to the CAISO dispatch.  They contend that the 
`mixed heat rate approach is appropriate because, according to them, the record 
`demonstrates that minimum load fuel costs are a marginal cost when the decision at
`issue is whether to turn a unit on or off, but are not marginal costs when the 
`decision at issue is whether to change a unit's output level.
`29Calpine adopts the arguments of CA Generators without further elaboration.
`
`
`
`
`
`
`
`Docket Nos. EL00­95­081 et al 10
`11. Finally, CA Generators contend that the Refund Order appears to contradict itself.  
`They contend that while the Refund Order rejects recovery of minimum load fuel 
`costs through the MMCP, it appears to accept the proposition that generators 
`should recover their minimum load fuel costs.  This is because in the discussion of 
`the fuel cost allowance the order states that the allowance ". . . provides a means to 
`directly reimburse generators for their fuel costs. . ."30  Moreover, since the April 22
`Order clarified that the fuel cost allowance is also calculated based on incremental 
`heat rates, CA Generators assert that the Commission has prevented even that 
`avenue of full fuel cost recovery.
`12. Modesto Irrigation District makes similar points and also argues that the Commission 
`did not acknowledge one of its arguments from its initial comments to the presiding
`judge's proposed findings.  That argument was that the incremental heat rate 
`methodology errs by treating the CAISO's real time market and the PX's day­ahead 
`and hour­ahead markets as if they were the same.  Since the markets are dispatched
`separately, Modesto Irrigation District argued that there is no guarantee that the 
`same units will be dispatched in each market.  Accordingly, Modesto Irrigation 
`District argued that real­time incremental heat rates are an unreliable factor for 
`determining an accurate MMCP for all energy consumed during any time period.31  
`AEPCO and Competitive Supplier Group make similar arguments.
`13. Regarding the Pasadena gas turbine heat rates, CA Generators argue that the 
`Commission erred by not adopting the presiding judge's proposed finding.  CA 
`Generators opine that the Commission may have misunderstood the nature of the 
`dispute between the CAISO and Pasadena.  The dispute, according to CA 
`Generators, was not over abandonment of incremental heat rates.  Rather, it appears
`that the CAISO and Pasadena had different views as to how the incremental heat 
`rate should be determined.  Since Pasadena's gas turbines have only one operating 
`level above zero, and move from zero to that operating point within one ten­minute
`interval, Pasadena believed that the CAISO's attempt to define an intermediate 
`operating point to use as the starting point for the incremental heat rate calculation 
`was unsupported.  Accordingly, Pasadena defined its incremental heat rate based 
`on the change from zero output to the full operating level, which happens to be the 
`same as its average heat rate at full operating level.  According to CA Generators, 
`this is what the presiding judge approved.  CA Generators therefore request that the
`Commission, on rehearing, accept Pasadena's proposed heat rate as the appropriate 
`incremental heat rate for its gas turbines.
`30Refund Order at P14.
`31Modesto Irrigation District Request for Rehearing at 3.
`
`
`
`
`
`
`
`Docket Nos. EL00­95­081 et al 11
`14. Pasadena, itself, makes similar arguments on rehearing.  CA Parties, on the other hand,
`request clarification that the Commission intended for the CAISO's incremental 
`heat rates to be used for Pasadena's gas turbines.
`15. CA Parties continue to argue for rejection of AEPCO's heat rate data for the same 
`reasons that they expressed before issuance of the Refund Order but now offer two 
`additional arguments.  The first new argument is that a key assumption used by 
`AEPCO in order to determine which unit made a sale to the CAISO or PX, 
`according to CA Parties has been rendered invalid by certain "admissions" AEPCO
`made in its responses to the Commission's data request in Docket No. PA02­2.  The
`assumption in question involved AEPCO's assertion that the state requirement to 
`serve its native load at least­cost meant that in any given interval in which it made 
`an off­system sale to the CAISO, its CAISO sales were served by its highest cost 
`generation.  CA Parties contend that in PA02­2, AEPCO admitted that it 
`occasionally made off­system sales to others besides the CAISO and occasionally 
`purchased power to serve off­system sales instead of generating it         in­house.
`16. The second new argument is that the Commission's handling of the AEPCO issue has 
`violated CA Parties' due process rights.  As noted at paragraph 46 of the Refund 
`Order, the presiding judge initially struck testimony and exhibits dealing with this 
`issue pursuant to the Commission's December 19 Order that did not permit out­of­
`state generators to set the MMCP.  However, following issuance of the May 15 
`Rehearing Order, the presiding judge restored this material to the record, set an 
`abbreviated schedule for parties to file simultaneous briefs, and denied motions for 
`discovery and to file additional rebuttal briefs.  The Refund Order also noted at 
`footnote 18 that (1) Trial Staff and CAISO each filed rebuttal testimony prior to the
`presiding judge's decision to strike; (2) testimony was subsequently restored to the 
`record; and (3) CA Parties elected not to file such testimony prior to the May 15 
`Rehearing Order.
`Discussion
`17. Most of the rehearing arguments against the use of incremental heat rates to set the 
`MMCP were previously made before the presiding judge, then considered and 
`rejected by him.  In adopting his findings, the Commission adopted his reasoning 
`as to those arguments and we see nothing in the requests for rehearing that 
`invalidates that reasoning.  Accordingly, we need only address the new arguments 
`raised on rehearing.  
`
`
`
`
`
`
`
`Docket Nos. EL00­95­081 et al 12
`18. Regarding the contention that the Refund Order contradicts itself, we disagree.  
`Incremental heat rates were adopted as the best means of replicating a competitive 
`market outcome and the fuel cost allowance was not in any way meant to reimburse
`alleged costs that may not be recovered as a result of using incremental heat rates.  
`Rather, the fuel cost allowance was adopted because in most cases generators paid 
`the California spot gas index price.32    There is no contradiction.  The Commission 
`offered separate solutions for the separate problems identified.
`19. Regarding the argument that the use of incremental heat rates in the new fuel cost 
`allowance mechanism will not allow generators to recover their actual fuel costs, 
`we will address this concern in a subsequent order.  
`20. Regarding Modesto Irrigation District's renewed argument that real­time incremental 
`heat rates are an unreliable factor for determining an accurate MMCP for all energy
`consumed during any time period, we find the argument unpersuasive and possibly 
`inappropriate at this stage of the proceeding.  Even if we were to accept Modesto 
`Irrigation District's argument that the incremental heat rate of the marginal unit in 
`the real­time market may not be appropriate because different units may be on the 
`margin in the different markets during any given interval, we can find no reason 
`why Modesto Irrigation District's argument would not apply equally well to the 
`average heat rate of the same real­time marginal unit.  In both cases, under 
`Modesto Irrigation District's argument, the heat rate characteristics of the marginal 
`unit in the real­time market would not necessarily be representative of the heat rate 
`characteristics of the marginal units in the other markets at issue.  Accordingly, on 
`its face Modesto Irrigation District's argument does not support its contention that 
`use of average heat rates will result in more accurate MMCPs than use of 
`incremental heat rates.  Accordingly, we will reject this aspect of Modesto 
`Irrigation District's request for rehearing.
`21. Regarding Pasadena's gas turbines, we will grant rehearing.  The arguments on 
`rehearing have convinced us that we were operating under a mistaken impression 
`as to how the CAISO defined the intermediate operating points it proposed to use 
`for Pasadena's gas turbines.  Where a unit can move from zero output to full output 
`in one ten­minute interval, and was essentially either off or dispatched to its full 
`output level during the Refund Period, we see no justification for any attempt to 
`artificially subdivide the unit's operating range by defining additional intermediate 
`operating levels.  We believe that output changes from zero to full output in one 
`32See Refund Order at paragraph 61.  
`
`
`
`
`
`
`
`Docket Nos. EL00­95­081 et al 13
`ten­minute interval are essentially instantaneous.  Accordingly, we agreed with the 
`presiding judge's proposed finding that Pasadena's gas turbines had only one 
`operating point besides zero and, thus, that the average heat rate should be the same
`as the incremental heat rate for Pasadena's gas turbines.  In contrast, most other 
`units require more time to respond, especially for start­up from zero output, and 
`frequently operate at intermediate output levels for extended periods of time.  
`Pasadena's gas turbines, therefore, are distinguishable from other units at issue 
`here.  Accordingly, while as discussed above we will uphold our adoption of the 
`CAISO's incremental heat rate approach in general, we will reverse our prior 
`decision regarding Pasadena's gas turbines and adopt the presiding judge's 
`exception to allow use of Pasadena's heat rate data for its gas turbines.
`22. Regarding AEPCO's heat rate data, we will deny rehearing.  The presiding judge 
`undertook a reasoned, fact­specific analysis on this issue and AEPCO's general 
`responses in Docket No. PA02­2 provide no basis to question that fact­specific 
`analysis.  Furthermore, the arguments that due process was not served are belied by
`the fact that two parties submitted rebuttal testimony and exhibits on this issue that 
`were considered by the presiding judge.  Those two parties, trial staff and the 
`CAISO, chose to file this rebuttal testimony under the trial schedule that applied to 
`this issue.  The CA Parties simply chose not to avail themselves of the opportunity 
`to file rebuttal testimony under the trial schedule.  Accordingly, CA Parties' due 
`process rights were not impaired.
`What is the proper use of gas price indices for the calculation of the MMCP for each 
`interval?
`Background
`23. In light of findings from the Staff Final Report that the prices established in the 
`California spot gas markets were not solely the outcome of fundamental supply and
`demand forces, the Commission modified the mitigated market­clearing price 
`formula in the California refund proceeding to use producing­area prices plus a 
`tariff rate transportation allowance (including a fuel compression charge 
`allowance) instead of California spot gas prices.
`24. The Commission also followed the Staff Final Report's recommendation to establish a 
`fuel cost allowance mechanism to ensure that generators are able to recover their 
`actual fuel costs, but found that a modification to Staff's proposal was necessary.  
`To verify that generators paid spot gas prices, the Commission required each 
`
`
`
`
`
`
`
`Docket Nos. EL00­95­081 et al 14
`generator to base its fuel cost allowance on its actual daily cost of gas incurred to 
`make spot power sales in the PX and CAISO spot markets.  The Commission 
`required that generators assign their shortest term gas purchases to their spot power
`sales by ranking their gas supplies by term and allocating those gas supplies to spot
`power fuel requirements starting with the shortest term gas supply, proceeding 
`sequentially to the next shortest term supply, until the generator's spot power 
`demand for gas is met.  The average cost of this portion of the generator's gas 
`supply portfolio would serve as the cost of gas for the additional fuel cost 
`allowance.
`25. As recommended in the Staff Final Report, the Commission found that this cost 
`allowance for generators should not be included in the MMCP, but should be 
`separate.
`Comments
`26. A broad cross­section of sellers requested rehearing of this change to the MMCP 
`methodology.33  Their main argument is that the Commission violated due process by 
`adopting staff recommendations that were not addressed in the hearing in this case and 
`about which the parties had no meaningful opportunity to respond or rebut.  In this regard,
`Competitive Supplier Group argues that the Commission must vacate its reliance on the 
`Staff Final Report and establish evidentiary procedures that provide the parties full due 
`process rights under the FPA and APA, if it wishes to modify the MMCP methodology.  
`27. Additionally, sellers argue that the conclusions of the Staff Final Report were not well 
`supported and, thus, should not have been relied upon by the Refund Order.  In this
`respect, Reliant's rehearing request includes a substantial analysis purporting to 
`demonstrate why its gas marketing activities, as discussed in Chapter II of the Staff
`Final Report, were not only appropriate but had no effect on market prices.  First, 
`Reliant argues that gas market price volatility led to increased trading by Reliant, 
`not the reverse as the Staff Final Report concluded.  Reliant contends that the 
`phenomenon of price volatility leading to increased trading is common across 
`commodity markets, and that its own analysis prove that Reliant's trading trailed 
`33Specifically, rehearing of this issue was requested by CA Generators, BPA, 
`LADWP, Powerex, El Paso, Silicon Valley Power, Competitive Supplier Group, 
`Redding, AEPCO, Turlock, Burbank, Glendale, NCPA, Calpine, PUD2 Grant, and 
`Anaheim.
`
`
`
`
`
`
`
`Docket Nos. EL00­95­081 et al 15
`the increase in volatility.  Reliant also argues that it did not benefit from the 
`increase in gas prices because it was not insulated from such increases.  Reliant 
`also asserts that the staff analysis of the impact of Reliant's trading activities on gas
`price indices was flawed in its construction because the model only included one 
`variable, "churn" trading, out of the many variables that could have impacted price.
`Reliant's alternative analysis, which purports to correct this alleged deficiency, 
`concludes that Reliant's trading activities had insignificant impact.  Further, Reliant
`argues that its trading activities did not meet the criteria, or screens, established to 
`prove market manipulation in any commodity or securities market.
`28. Meanwhile, CA Generators contend that the discussion and findings in Chapter III of 
`the Staff Final Report regarding published natural gas price indices are based on an 
`"enormous leap of logic" and, in any event, do not support the change in MMCP 
`methodology.  According to CA Generators, the leap of logic is that Chapter III 
`appears to assume that the cited misreporting would have skewed prices higher.  
`CA Generators argue that Staff's evidence actually shows that misreported prices 
`were just as likely to be lower as higher.  CA Generators next argue that the Staff 
`Final Report inappropriately relied on data from outside the West and outside of 
`the Refund Period without proving that this data was relevant in the West.  
`Furthermore, according to CA Generators, staff's analysis of the difference between
`published index prices and actual prices is flawed because it focused 
`inappropriately on only one component (fixed­price contracts) of generators' gas 
`purchases and ignored the fact that actual trading occurs over a range of prices on 
`any given day (or mo