Loading...
HomeMy WebLinkAboutStaff Report 6396 City of Palo Alto (ID # 6396) City Council Staff Report Report Type: Informational Report Meeting Date: 1/11/2016 City of Palo Alto Page 1 Summary Title: Utilities Quarterly Update Title: City of Palo Alto Utilities Update for the First Quarter of Fiscal Year 2016 From: City Manager Lead Department: Utilities This update, on water, gas, electric, wastewater collection and fiber utilities, efficiency programs, legislative/regulatory issues, utility-related capital improvement programs, operations reliability impact measures and a utility financial summary, is for the Council’s information. This update has been prepared to keep the Utilities Advisory Commission and Council apprised of the major issues that are facing the water, gas, electric, wastewater collection and fiber utilities. Items of special interest this quarter include: • an update on the reduced availability of on hydroelectric supplies due to the drought (page 1) • a chart showing retail natural gas commodity rates since July 2012 (Figure 6, page 9) • a chart showing the City’s water use compared to savings targets (Figure 11, page 13) • results from the summer 2015 Demand Response pilot program (page 16) • description of a social media campaign to support women engineers (page 19) • a final update on new state legislation from the 2015 session that was signed into law (page 20) • a report on actions by the State Water Resources Control Board to fine water agencies that did not meet their mandated water use reductions (page 24) • comparison tables showing that Palo Alto’s residential gas rates are lower than PG&E’s as a result of PG&E’s increasing expenditures on its gas pipelines (Table 11, page 29) Attachments:  Attachment A: Utilities Update for the First Quarter of Fiscal Year 2016 (PDF)         Utilities  Quarterly   Update  First Quarter of  Fiscal Year 2016  December 2015  Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    i  Utilities Quarterly Update   Table of Contents  I. Electricity ...................................................................................................................... 1  Electric Supplies ............................................................................................................................................ 1  Electric Transmission Alternatives ................................................................................................................ 3  Electric Budget and Portfolio Performance Measures ................................................................................. 3  II. Natural Gas ................................................................................................................... 8  Market Price History and Projections ........................................................................................................... 8  Gas Supply Retail Rates ................................................................................................................................. 9  Gas Budget and Portfolio Performance Measures ..................................................................................... 10  III. Water ......................................................................................................................... 12  Water Availability ........................................................................................................................................ 12  Water Budget Performance Measures ....................................................................................................... 13  IV. Fiber Optics ................................................................................................................ 15  Commercial Dark Fiber Service ................................................................................................................... 15  V. Public Benefit, Demand Side Management Programs and Communications ............... 16  Energy Efficiency, Water Conservation and Local Renewable Energy Program Achievements ................. 16  Communications Update ............................................................................................................................ 18  VI. Research and Development and Innovation ............................................................... 19  Program for Emerging Technologies ........................................................................................................... 19  VII. Legislative and Regulatory Issues ................................................................................ 20  State Legislative Issues ................................................................................................................................ 20  Federal Legislative Issues ............................................................................................................................ 23  State Regulatory Proceedings ..................................................................................................................... 24  VIII. Utility Financial Summary ........................................................................................... 24  Electric Utility Overview .............................................................................................................................. 24  Gas Utility Overview.................................................................................................................................... 25  Wastewater Collection Utility Overview ..................................................................................................... 25  Water Utility Overview ............................................................................................................................... 25  Fiber Optic Utility Overview ........................................................................................................................ 26  CIP Reserves (Reappropriations and Commitments) Summary ................................................................. 28  Residential Bill Comparisons ....................................................................................................................... 29  Non‐Residential Bill Comparisons ............................................................................................................... 30  CIP Project Detail ........................................................................................................................................ 30       Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    ii  List of Figures  Figure 1:  Electric Supply Resource Projection, 2015 to 2017 (as of October 30, 2015) .............................. 2  Figure 2:  Northern California Peak Electric Prices (as of October 30, 2015) ............................................... 3  Figure 3:  FY 2016 Electric Load and Resource Balance ................................................................................ 6  Figure 4:  FY 2016 Electric Market Purchase Costs and Market Prices ......................................................... 7  Figure 5:  Natural Gas Prices – Historical and Projected as of October 19, 2015 ......................................... 8  Figure 6: CPAU’s Gas Commodity Rates—July 2012 through November 2015 ............................................ 9  Figure 7:  Cumulative Redwood Pipeline Cost vs. Market Benchmarks ..................................................... 10  Figure 8:  Natural Gas Consumption – Budget vs. Actual ........................................................................... 11  Figure 9:  Natural Gas Supply Cost – Budget vs. Actual .............................................................................. 11  Figure 10:  FY 2016 Natural Gas Prices ($/MMBtu) – Expected vs. Actual ................................................. 12  Figure 11: Water Use Compared to Target for Compliance Period ............................................................ 13  Figure 12:  Water Consumption – Budget vs. Actual .................................................................................. 14  Figure 13:  Water Cost – Budget vs. Actual ................................................................................................. 14  Figure 14: Demand Response Event Reduction .......................................................................................... 17    List of Tables  Table 1: FY 2016 Electric Utility Supply Cost Summary ................................................................................ 4  Table 2: FY 2015 Electric Load and Generation Compared to Budget Projections ....................................... 5  Table 3: Status to date of all applications to the Program for Emerging Technologies ............................. 20  Table 4: Financial Projections, FY 2016 ....................................................................................................... 27  Table 5: FY 2016 Operations Reserves ($000) ............................................................................................ 27  Table 6: Electric CIP Reappropriations and Commitments ......................................................................... 28  Table 7: Gas CIP Reappropriations and Commitments ............................................................................... 28  Table 8: Wastewater Collection Utility CIP Reappropriations and Commitments ..................................... 28  Table 9: Water Utility CIP Reappropriations and Commitments ................................................................ 28  Table 10: Residential Electric Bill Comparison ($/month) .......................................................................... 29  Table 11: Residential Natural Gas Bill Comparison ($/month) ................................................................... 29  Table 12: Residential Water Bill Comparison ($/month) ............................................................................ 29  Table 13: Residential Wastewater Collection (Sewer) Bill Comparison ($/month) .................................... 29  Table 14: Median Residential Overall Bill Comparison ($/month) ............................................................. 30  Table 15: Non‐Residential Electric Bill Comparison ($/month) .................................................................. 30  Table 16: Non‐Residential Natural Gas Bill Comparison ($/month) ........................................................... 30  Table 17: FY 2016 Q1 Reserve Report from the City’s Financial System .................................................... 31  Table 18: Electric Utility CIP Project Detail (pg 1/2) ................................................................................... 32  Table 19: Gas Utility CIP Project Detail (pg 1/2) ......................................................................................... 34  Table 20: Water Utility CIP Project Detail (pg 1/2) ..................................................................................... 36  Table 21: Wastewater Collection Utility CIP Projects ................................................................................. 38  Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    1  I. Electricity  Electric Supplies   Western Area Power Administration (Western) Issues  Unfortunately the ongoing drought continues to keep projected Western Base Resource  generation levels well below long‐term average levels (399 GWh).  For the first quarter of FY  2016, Western supply delivered just 98 GWh (34% below long‐term average levels, and 0.5%  lower than in FY 2015). Even assuming median precipitation levels going forward, Western is  projected to supply only 254 GWh in FY 2016 (36% below long‐term average levels).    In addition to the effect on Base Resource generation, the current drought conditions are also  having a major impact on the City’s Central Valley Project Improvement Act (CVPIA) Restoration  Fund1 obligations. Palo Alto’s CVPIA Restoration Fund obligation for FY 2016 is expected to be  $6.1 million, an estimate that includes a significant cost carryover that power customers have  from their FY 2015 funding obligation.  This carryover amount will add an additional $0.9 million  to Palo Alto’s Restoration Fund costs, and is being collected over the months of December 2015  through August 2016.  For reference, FY 2014 Restoration Fund costs for Palo Alto (not  including a $1.3 million amount that was carried over to FY 2015) were $3.1 million.    Palo Alto’s contract with Western is in effect through 2024.  Western issued its first draft of the  2025 Power Marketing Plan to define the successor agreement.  Palo Alto is coordinating with  the Northern California Power Agency (NCPA) to develop comments on the proposal.    Calaveras Hydroelectric Project Issues  The drought conditions are having a similar impact on Calaveras; for the first quarter of FY 2016  Palo Alto’s share of this project’s generation was just 6 GWh (87% below the long‐term average  level, and 32% lower than in FY 2015).  Assuming median precipitation levels going forward,  Calaveras is projected to deliver just 67 GWh in FY 2016 (51% below long‐term average levels).    Renewable Energy Contract Summary  Since the last quarterly report, the second of the City’s five utility‐scale solar photovoltaic (PV)  projects under contract completed construction and began the testing and commissioning  process. The 27 megawatt (MW) Hayworth project near Bakersfield was completed in early  November and is expected to begin full commercial operation in early December 2015. When it  does so, it will join the 20 MW Kettleman project in Kings County, which was completed in July  and began commercial operations in August 2015. Meanwhile, the City’s counterparties report  that the remaining three solar PV projects that are in the development process continue to                                                          1 The Central Valley Project Restoration Fund was authorized in the 1992 CVPIA. This Fund provides funding from  project beneficiaries for habitat restoration, improvement and acquisition, and other fish and wildlife restoration  activities in the Central Valley Project area of California.  Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    2  make good progress toward completion, and all are expected to begin operations around the  middle of 2016.    Electric Load and Resource Balance  The size of the committed and planned market purchases over the current and the next two  calendar years (CYs) (shown in Figure 1 below) reflects a significantly below average level of  hydroelectric output, as discussed above.  For CYs 2015 and 2016 combined, committed fixed‐ price forward market purchases currently account for approximately 418 GWh, which  represents 21% of the City’s total load for the two‐year period.  Net planned market purchases  represent another 12% of the City’s total load for this period.  (There are currently no planned  forward market purchases for CY 2017). Long‐term resources (everything but forward and  planned market purchases) currently account for the remaining 79% of the City’s total load over  the three‐year period of CY 2015 through CY 2017 (which has not changed since the time of the  previous quarterly report).    Figure 1:  Electric Supply Resource Projection, 2015 to 2017 (as of October 30, 2015)      Electric Market Price History and Projections  As of October 30, 2015, the price for on‐peak energy for November 2015 in Northern California  was $31.31 per megawatt‐hour (MWh), while the prices for December 2015 and January 2016  were $32.65/MWh and $32.51/MWh, respectively.  These values are all approximately  Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    3  $4.84/MWh lower than they were at the time of the last quarterly report.2  On‐peak prices for  calendar year strips are in the range of $34 to $36/MWh for 2016 through 2018.  These prices  are approximately $2/MWh lower than they were at the time of the last quarterly report.   Figure 2 below illustrates historical monthly on‐peak prices and projected monthly forward  prices for Northern California from 2005 through 2022.    Figure 2:  Northern California Peak Electric Prices (as of October 30, 2015)      Electric Transmission Alternatives  Discussions with potential project partners for a transmission interconnection between the  SLAC National Accelerator Laboratory in Stanford and the City continue. The City is currently  working with Stanford to evaluate business models to enable Stanford’s continued participation  in the project.    Electric Budget and Portfolio Performance Measures  Electric Supply Cost Summary Compared to Budget Estimates  Table 1 below shows the City of Palo Alto Utilities’ (CPAU’s) supply cost by cost category  through the first quarter of FY 2016.  Supply costs were $0.9 million (3.4%) under budget                                                          2 Market prices for the previous quarterly report were from September 8, 2015.  Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    4  primarily due to lower transmission costs than expected.  However, hydro costs increased.  The  low hydroelectric output has resulted in the need to purchase more energy in the market.   Hydroelectric costs do not decrease even when output is low, and the cost of Western  hydropower from the Central Valley Project (CVP) has actually increased due to the drought.   When sales to CVP water customers are below average, as they currently are, some of the  unrecovered costs are allocated to power customers like CPAU.       Table 1: FY 2016 Electric Utility Supply Cost Summary         Supply Cost  Category Actuals,  Year To‐Date Month by Month Budget Variance July through June TOTAL 19.8 million Renewable Sources 5.2 million ‐1.6  million Western Hydro 4.0 million ‐0.8  million Transmission 4.5 million +1.6  million NCPA Services 0.7 million +0.0  million Capacity Amount Over (+) /   Under(‐) Budget Market Purchases $2.2 million +0.1  million Calaveras Hydro 3.0 million ‐0.0  million 0.3 million +0.0  million Carbon Neutral Costs 0.0 million ‐0.1  million ‐0.9  million Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    5  Electric Usage and Generation Summary Compared to Budget Estimates  Table 2 and Figure 3 below summarize the City’s electric supply sources through the first  quarter of FY 2016.  Hydroelectric generation was substantially below budget projections due  to drought conditions, requiring the purchase of additional energy in the forward and spot  markets.  New solar generation was also much lower than budgeted, but this is mainly due to  delays of the commercial operation dates for the City’s first two solar projects.     Table 2: FY 2015 Electric Load and Generation Compared to Budget Projections    Year To‐Date Month by Month Budget Variance July through June Generation Source Generation  Year To‐Date % of  Portfolio Month by Month Budget Variance July through June 38% 2% 9% 18% 4% 14% 14% TOTAL SUPPLY 256 GWh 100% Calaveras Hydro 6 GWh ‐18 GWh Amount Over (+) /   Under(‐) Budget Projection Load 256 GWh +2 GWh Amount Over (+) /   Under(‐) Budget Projection Western Hydro 98 GWh ‐14 GWh Landfill Gas 23 GWh ‐5 GWh Wind 47 GWh ‐0 GWh Forward Market 36 GWh +36 GWh Solar 10 GWh ‐8 GWh Spot Market 36 GWh +11 GWh +10 GWh Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    6  Figure 3:  FY 2016 Electric Load and Resource Balance       Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    7  Electric Market Prices and Costs Compared to Budget Estimates  Figure 4 shows monthly market prices and the cost of purchasing energy from the market.   Electric market prices through the first quarter of FY 2016 were lower due to lower natural gas  prices that impacted the electricity markets.  The cost of market purchases through the first  quarter of FY 2016 was about $70,000 lower than it would have been if all energy had been  purchased in the spot market3.  As discussed previously, the total cost of market purchases was  substantially higher than budgeted due to lower than projected output from hydroelectric and  renewable resources.         Figure 4:  FY 2016 Electric Market Purchase Costs and Market Prices                                                                3 Note that some market purchases are made on a forward basis to lock in market prices.   Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    8  II. Natural Gas  Market Price History and Projections  Ample supply and large volumes of gas in storage are keeping gas prices low.  Forward gas  prices at PG&E Citygate are in the $3.00 per million British Thermal Units (MMBtu) range for  the next 12 months.  Figure 5 below shows historical monthly bidweek index prices and forward  natural gas prices at PG&E Citygate as of October 19, 2015.      Figure 5:  Natural Gas Prices – Historical and Projected as of October 19, 2015         Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    9  Gas Supply Retail Rates  Since July 1, 2012, the commodity portion of CPAU’s retail gas rates for all customers varies  every month depending on the market price of natural gas.  Figure 6 below shows the actual  rates charged from July 2012 through November 2015.  These rates can also be found on our  web site at: http://www.cityofpaloalto.org/civicax/filebank/documents/30399.  Note that gas  commodity rates are currently at their lowest level since July 2012 when these costs began  being passed on directly to customers on a monthly basis.    Figure 6: CPAU’s Gas Commodity Rates—July 2012 through November 2015         Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    10  Gas Budget and Portfolio Performance Measures   Value of CPAU’s Share of Redwood Pipeline Capacity  Figure 7 below shows the cost of the Redwood gas transmission line compared to the value at  month‐ahead spot market prices as well as daily spot market prices.  The Redwood pipeline  allows the City to buy gas at the receipt point of Malin, Oregon and transport the gas to “PG&E  Citygate”, which is normally a higher value receipt point.  The City’s share of the Redwood  pipeline was a net benefit to the Gas Utility of approximately $93,000 through the first quarter  of FY 2016.  This is the difference between the value of Redwood capacity of $221,000 (the  difference of the monthly index prices at the ends of the Redwood pipeline in Malin, Oregon  and PG&E Citygate) and the transportation cost of using the Redwood pipeline of $128,000.      Figure 7:  Cumulative Redwood Pipeline Cost vs. Market Benchmarks      Natural Gas Consumption and Costs: Budget vs. Actual  Figure 8 and Figure 9 compare actual natural gas use and supply costs with the FY 2016 budget.   Natural gas use through the first quarter of FY 2016 was 31% below the budget forecast, and  costs were 58% lower than budgeted amounts.  Multiple station shut‐downs due to PG&E  construction and maintenance work were the main drivers of the lower than budget gas usage  and cost. Reduced gas usage may also be impacted by the drought and customer’s reduced  usage of (hot) water. Lower than budgeted gas prices were also a contributor to the lower than  budgeted commodity cost.    Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    11  Figure 8:  Natural Gas Consumption – Budget vs. Actual      Figure 9:  Natural Gas Supply Cost – Budget vs. Actual    Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    12  Figure 10 shows actual gas prices at PG&E Citygate (CG) versus gas prices that were projected  at the time the FY 2016 budget was developed.  Since July 2015, gas prices have been lower  than budget.  The price of gas is passed directly to consumers through the monthly‐varying,  market‐based commodity portion of CPAU’s gas retail rate.    Figure 10:  FY 2016 Natural Gas Prices ($/MMBtu) – Expected vs. Actual      III. Water  Water Availability  The State of California is in a fourth year of drought, and all water systems across the state have  been impacted.  Water storage utilized by City’s water supplier, the San Francisco Public  Utilities Commission (SFPUC), has been an effective tool for managing the system, but has been  heavily impacted by the consecutive dry years.  As of November 1, 2015 the total water in  storage for the SFPUC’s regional water system was only 46.6% of capacity.    The State Water Resources Control Board (SWRCB) mandated that Palo Alto reduce potable  water use for the compliance period (June 1, 2015 through February 28, 2016) by 24%  compared to usage during the same period in 2013.  On November 13, Governor Brown issued  an executive order that authorizes SWRCB to extend the mandatory statewide reduction in  urban potable water usage to at least October 31, 2016, if drought conditions persist through  January 2016.  Most of the savings will come from reduced outdoor irrigation during the  summer months.  CPAU has placed particular emphasis on continuing to irrigate and protect  the health of trees in the City while still reducing outdoor irrigation. As of November 18, the  City’s water use was 32.9% less than 2013 for the compliance period and is on track to meet the  24% target, as shown in Figure 11 below.    Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    13      Figure 11: Water Use Compared to Target for Compliance Period      Water Budget Performance Measures  Figure 12 and Figure 13 below compare actual water consumption and water supply cost to the  FY 2016 budget projections.  The community has responded with substantial water savings  since the SFPUC called for voluntary reductions in January 2014.  CPAU has been working  diligently with the City’s interdepartmental drought team to ensure the message about  necessary water use reduction has been widespread, and to develop innovative solutions to  help the City and community members meet its water use reduction target. Actual water use  through the first quarter of FY 2016 was 3% lower than budget estimates.  Actual supply costs  through the first quarter of FY 2016 were 3% below budget, mostly due to the lower  consumption.    Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    14  Figure 12:  Water Consumption – Budget vs. Actual      Figure 13:  Water Cost – Budget vs. Actual    Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    15  IV. Fiber Optics  Commercial Dark Fiber Service   The total number of commercial dark fiber customers was 105 as of the end of the first quarter  of FY 2016. The total number of active dark fiber service connections serving commercial  customers and the City is 232 (some customers have multiple connections). Commercial  customers generate 81% of the dark fiber license revenues. Through the end of the first quarter  of FY 2016, six new dark fiber service connections to existing and new customers were  completed, while one service connection was disconnected.    Fiber Audit  On October 20, 2015, CPAU selected a vendor to provide professional services in the form of a  physical audit of the dark fiber optic network. The audit will aid CPAU to better operate and  maintain the fiber optic network. The retrieved data will provide complete fiber routes and  usage to optimize use and to minimize outages and optimize efficiency in designing and  installing new connections.  The principal objective of the audit is to collect information and  data that will verify customer connectivity and populate GIS.  The scope of the audit includes:  1. Conduct a physical audit of the CPAU’s fiber optic system;  2. Verify fiber routes and usage;  3. Verify equipment types and locations ‐ nodes, splices, enclosures, risers & slack loops;  4. Open and audit enclosures;  5. Take digital photographs of each fiber tray;  6. Track and document data; and  7. Identify and document immediate maintenance needs  8. Populate a centralized database for use by Marketing, Engineering and Operations.    Google Fiber   In September 2015, Google representatives informed staff about Google’s intent to announce  in early 2016 plans to begin building a fiber to the premise (FTTP) network in Mountain View,  Santa Clara, Sunnyvale, San Jose and Palo Alto.  This announcement is contingent on resolving a  number of issues by the end of the year with each city, including securing necessary approvals  from the respective Councils.  Generally, the neighboring cities appear to be on schedule to  meet an end of year target.    Council has tasked staff with managing two different projects, Google Fiber, and City Fiber and  Wireless Services, simultaneously.  Completion of both tasks may not be achievable on Google  Fiber’s timeline due to the complexity and size of the Google Fiber Project and Google’s desire  for an accelerated timeline; the City anticipates that substantial staff and third‐party  contracting resources for legal services, engineering, inspection, planning and administration  will be required in order to prepare for and implement any approved project.  The City has  already incurred, and will incur, costs and expenses beyond what the City would otherwise  recover for under the Municipal Fee Schedule and will request that Google reimburse the City  for such costs and expenses.  Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    16    AT&T GigaPower  In April 2014, AT&T announced its plan to bring fiber to the Silicon Valley area. AT&T’s  “GigaPower” project is an upgrade to its existing U‐verse services (Project Lightspeed) and will  be deployed to residents initially in neighborhoods with high potential for adoption. AT&T plans  to begin construction and provide GigaPower service to selected neighborhoods in 2016 under  phase one of the project.    Citizen Advisory Committee  On October 29, 2015, staff met with the Citizen Advisory Committee (CAC) to review the  estimates for outside plant costs stated in the FTTP Master Plan report.  Representatives from  CTC Technology & Energy (CTC) presented a review of the assumptions used to support the cost  estimates. The purpose of this presentation was to respond to the Council’s request to update  CTC’s report if there is a disagreement between the report and the CAC’s recommendation.  A  follow up meeting with the CAC was held on November 12, 2015 to discuss and document any  disagreements the CAC may have with CTC’s reports, with a focus on the estimates for the  outside plant costs in the FTTP Master Plan.  Staff continues to work with the CAC to review the  CTC reports and document potential disagreements.  Staff and the committee also discussed  the feasibility of a “co‐build” concept with AT&T and Google Fiber and how the City can lay its  own conduit to the premise during the buildouts.   V. Public Benefit, Demand Side Management Programs and  Communications  Energy Efficiency, Water Conservation and Local Renewable Energy Program Achievements   CPAU offers a wide range of customer programs and services to encourage energy and water  efficiency and customer‐owned renewable generation. Some of these programs are  administered by CPAU staff, although the majority of the energy and water savings are  achieved through third‐party  administered programs. The Annual DSM Report summarizes  overall savings goals versus achievements, program‐level achievements and expenditures, as  well as key initiatives undertaken by CPAU. The Annual DSM Report for FY 2014 was provided  to UAC on May 6, 2015 and Council on May 18, 2015 (Staff Report 5708).    Home Efficiency Genie Program  Staff launched a new residential energy audit program called the Home Efficiency Genie where  residents pay a small co‐payment for an in depth building performance audit.  Over the first  three months since the program launched, it has been at full capacity and continues to grow.      Pilot Summer Demand Response Program   The pilot Demand Response (DR) program is designed to reduce the Utility’s summer peak load.  Such reductions have a value of approximately $20,000/MW. Over the past 5 years, the  Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    17  program has reduced peak loads by 0.6 MW to 1.4 MW with the participation of about eight  large customers, including City Hall.     DR events were called on 5 days during the summer of 2015. A total of about 10 MWh was  reduced by 5 customers between 1pm and 5pm on these days, which earned the participating  customers incentive payments of approximately $5,000. Figure 14 below illustrates the 987 kW  reduction achieved on September 11, 2015.      Figure 14: Demand Response Event Reduction      With DR resources taking on a more important role to balance intermittent renewable  generation, staff is exploring ways to expand the program to add value to the electric supply  portfolio and reduce customer bills. Technologies tested through the Program for Emerging  Technology (PET) are being evaluated for implementation.  Flexible EV charging of electric  vehicles (EVs) is one such technology being evaluated.     Net Energy Metering Cap  On October 26, 2015 City Council approved a formal definition of the Net Energy Metering  (NEM) cap of 9.5 MW (Staff Report 6139). As of October 28, 2015, Palo Alto has 7.23 MW of  local solar photovoltaic (PV) capacity, representing 76% of the NEM cap.     Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    18  Georgetown University Energy Prize   Staff has been working with PAUSD high school students on an internship program that focuses  on energy efficiency outreach in support of the Georgetown competition. Staff has worked with  a consultant to provide an online energy and water use portal for our residential customers.  This portal will host the Georgetown competition statistics and rankings, and engage customers  with energy efficiency information. The National Resources Defense Council and Duke  University are assisting in designing an energy savings competition during the Georgetown  competition period (calendar years 2015 and 2016).    Education, Workshops and Community Outreach Activities   The summer and fall residential workshops and events continued this quarter. CPAU teamed  with BAWSCA and coordinated four water workshops to help customers get through the  current drought and prepare for potential heavy rains. Workshop topics included Water  Conservation 101, Maintaining Existing Landscape in a Drought, Rainwater Harvesting and  Greywater Reuse and Fundamentals of Waterwise Gardening. CPAU also hosted a hands‐on  workshop to re‐landscape in front of City Hall.  Approximately 150 residents attended these  workshops. CPAU also tabled at a Green Fest hosted by local high school students, the Midtown  Resident’s Association Ice Cream Social, a Colorado Avenue block party and a Santa Clara Valley  Water District led drought gear event. Approximately 980 residents attended these events.     CPAU hosted the Building Carbon Zero California Conference on November 13, 2015 at Lucie  Stern Community Theater and Community Center. Mayor Karen Holman kicked off the  conference and the keynote speaker was Nobel Peace Prize recipient Dr. Diana Ürge‐Vorsatz.  The event drew about 300 attendees.      Communications Update   This section summarizes communications highlights, updates on major campaigns and  noteworthy events.     FY 2016 Rate Adjustments  At the beginning of FY 2016, staff managed a comprehensive outreach campaign about utility  rate adjustments effective July 1, 2015, including developing FAQs, bill inserts, web resources,  staff training and correspondence with stakeholders such as customers, UAC and City Council.     Regulatory Reports – Public Awareness Component  Every year by July 1, water utilities are required to update an Annual Water Quality Report and  notify all customers that it is available. This year, to save print and postage expenses, CPAU  mailed a “mini insert” to inform customers that the 2014 Annual Water Quality report is  available online and also in hard copy format upon request.     Gas utilities are required to update and mail an Annual Gas Safety Awareness brochure to all  customers, as well as non‐customers living near a gas distribution pipeline, locators,  Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    19  contractors, plumbers and excavators who work in their service area. CPAU mailed the gas  safety brochures in July.    Each year, electric utilities are required to disclose the power content of electric supply  resources delivered to customers, including renewable and non‐renewable sources, through a  Power Content Label. In September, CPAU mailed two different versions of the Power Content  Label to customers. Non‐residential customers received a Power Content Label with  information on the PaloAltoGreen program, since it is still available for their participation.  Residential customers received a Power Content Label without PaloAltoGreen renewable  energy certificate information, as the residential program was discontinued last year.    Social Media Campaign with APPA  In September, CPAU joined the American Public Power Association (APPA) to support the  #ILookLikeAnEngineer social media campaign. Female engineers were encouraged to post a  photograph of themselves in social media, highlighting the work they do as engineers. The  intent was to empower future generations of young women to pursue careers in the Science,  Technology, Engineering and Mathematical (STEM) industries. CPAU female engineers were  promoted through this campaign.     Drought Outreach  The City continued its drought response efforts, including enforcement of potable water use  restrictions and enhanced community outreach. Outreach messaging focused on the  importance of maximizing water savings during the summer months, as water savings are much  more difficult to achieve in the winter months. Utilities staff attended many speaking  engagements and community outreach events to emphasize the importance of continued  conservation, including hosting a public meeting in August.     The City promoted the new water waste reporting tool through PaloAlto311 and asked  community members to assist in identifying leaks or other areas of water waste. A new email  address, drought@cityofpaloalto.org was created to facilitate another method for customers to  communicate with the City and share water‐saving ideas for CPAU to post online and in social  media.  VI. Research and Development and Innovation  Program for Emerging Technologies  CPAU’s Program for Emerging Technologies, or PET, (www.cityofpaloalto.org/UTLInnovation)  provides the opportunity for local businesses and organizations to submit proposals for  innovative and impactful products to CPAU for review as a prospective partner. The goal is to  find and nurture creative products and services that will manage and better use electricity, gas,  water and fiber optic services.  From the program’s inception in June 2012 through the first  quarter of FY 2016, the program received a total of 45 applications.  Table 3 below summarizes  the status of all applications through the first quarter of FY 2016.   Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    20    Table 3: Status to date of all applications to the Program for Emerging Technologies   Deadline Total Received Under Review Declined/Closed Active Completed July 2012 2 0 2 0 0  Oct 2012 5 0 5 0 0  Jan 2013 1 0 1 0 0  April 2013 5 0 3 0 2  July 2013 3 0 2 0 1  Oct 2013 5 0 3 1 1  Jan 2014 3 0 3 0 0  April 2014 4 0 1 2 1  July 2014 2 0 2 0 0  Oct 2014 5 0 2 2 1  Jan 2015 2 0 1 1 0  April 2015 6 3 2 0 1  July 2015 2 1 0 0 1  TOTAL 45 4 27 6 8    PET Project Highlight from the first quarter of FY 2016:    Customer Engagement Portal for Energy and Water Use and Management – Staff has been  working with Nexant to launch a pilot portal called iEnergy for data management, analytics  and customer engagement.  Through the portal, utilities customers will be able to better  manage and control their energy and water usage.  For instance, portal users will be able to  view historical monthly consumption data, to receive information on CPAU’s efficiency  programs and rebates offerings, and to learn more about renewable energy and related  program opportunities.  Enrollment began in early November 2015.   VII. Legislative and Regulatory Issues   State Legislative Issues   CPAU staff participates on the legislative committees of the California Municipal Utilities  Association (CMUA) and NCPA.  2015 was the first year of California’s two‐year (2015‐2016)  legislative session and October 11 was the last day for the Governor to pass or veto bills passed by  the legislature.  The legislature reconvenes January 4, 2016.  Upcoming deadlines for the beginning  of next year are January 31 for each house to pass bills that were introduced in that house in 2015  (i.e., bills that stalled or were held in their house of origin this year) and February 19 for new bills  to be introduced. Much of the energy legislation this year targeted GHG emissions and  renewables, while much of the water legislation focused on conservation.  Anticipated legislative  focus for 2016 includes a successor to the net energy metering program (NEM 2.0), 2030 GHG  reductions goals, incentives for local solar, customer utility data disclosure, demand response and  energy storage targets, changes to the Power Content Label (PCL), Public Goods Charge for water,  further drought emergency actions, alternative and new water supplies (e.g. recycled water,  Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    21  desalination) and California Environmental Quality Act (CEQA) legislation.  Following is a summary  of statutes passed in 2015.     Energy Legislation  AB 802 (Williams) – Energy efficiency:  This statute requires the California Public Utilities  Commission (CPUC) to authorize the investor‐owned utilities (IOUs) to provide incentives and  assistance for measures to conform a building to California Energy Commission's (CEC’s) energy  efficiency standards for existing buildings and to allow IOUs to recover in rates the reasonable  costs of those incentives and assistance. Currently, the IOUs’ energy savings only include those  that exceed Title 24 energy efficiency standards for existing buildings, so this will expand the  amount of cost effective programs that can be funded by the IOUs.   The statute also includes  benchmarking requirements, and applies to publicly owned utilities (POUs) such as City of Palo  Alto.  Utilities will be required to maintain records of the energy usage data of all buildings to  which they provide service for at least the most recent 12 month period and, upon the request  and authorization of the owner (or owner's agent), provide aggregated energy usage data for a  covered building to the owner or to the owner's account in the ENERGY STAR Portfolio Manager.   There are existing benchmarking requirements, but AB 802 expands the scope of buildings covered  and removes some of the customer privacy requirements.  Palo Alto does not have an automated  system for providing energy use data so any expansion of the program will require more resources  to either continue the manual process or automate.  Customer privacy issues will also need to be  reviewed.   Status: Approved by Governor, Chapter 590, Statutes of 2015  AB 1236 (Chiu) – Electric vehicle charging stations: This statute requires cities and counties to  create an expedited permitting and inspection process for electric vehicle (EV) charging stations.  A  particular concern for POUs was the apparent inconsistent treatment compared to the IOUs,  which retained the authority to set utility interconnection requirements.  Later amendments to  the bill included a provision that “[a]n application submitted to a city, county, or city and county  that owns and operates an electric utility shall demonstrate compliance with the utility’s  interconnection policies prior to approval”.  This retains the City’s flexibility to adopt utility  interconnection requirements should it be necessary.  Status: Approved by Governor, Chapter 598, Statutes of 2015  AB 1448 (Lopez) – Personal energy conservation/real property restrictions: This statute permits  tenants, as well as owners in a homeowners association (HOA), to use clotheslines and drying  racks if certain conditions are met, including that the clothesline or drying rack will not interfere  with the maintenance of the property. CMUA supported this bill.  Status: Approved by Governor, Chapter 602, Statutes of 2015  SB 272 (Hertzberg) – The California Public Records Act: local agencies: inventory: This statute  requires local agencies in implementing the California Public Records Act, to create a catalog of  enterprise systems, make the catalog publicly available upon request and post the catalog on the  local agency's Internet Web site.  CMUA opposed the bill on the grounds of cost impact to local  agencies and cybersecurity concerns with making information available about utility control  systems.  The final version of the language explicitly exempts infrastructure and mechanical  Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    22  control systems that control or manage street lights, electrical, natural gas, or water or sewer  functions.  However, general cost impacts and security concerns remain for the General Fund.   Status: Approved by Governor, Chapter 795, Statutes of 2015  SB 350 (De León) – Clean Energy and Pollution Reduction Act of 2015: This is also referred to as  the 50‐50‐50 bill and was intended to implement the governor’s environmental goals. However,  last minute negotiations removed the transportation component of the bill.  This statute increases  the Renewable Portfolio Standard (RPS) to at least 50% by December 31, 2030.  Palo Alto  successfully negotiated to get accommodation for our hydro portfolio during high hydro years  (during years when hydro exceeds 50% of our portfolio, CPAU’s RPS requirement will be reduced).   Also inserted in the last days of the session is a requirement for the larger POUs (which will include  Palo Alto) to prepare integrated resource plans (IRPs).  While preparing an IRP per se is not a  burden for Palo Alto and is already done to a large extent in the preparation of LEAP, the language  is very prescriptive, hastily constructed, introduces redundant reporting requirements and  requires the IRP to be submitted to, and reviewed by, the CEC.  Despite a coordinated attempt to  remove or fix the IRP language, the momentum to pass SB 350 was unstoppable.  There will be a  concerted effort by NCPA and CMUA in the 2016 session to pass legislation to fix the more  erroneous sections of the IRP requirements.   Status: Approved by Governor, Chapter 547, Statutes of 2015  Water Legislation  AB 349 (Gonzalez) – Common interest developments: property use and maintenance: Current law  makes void and unenforceable any provision that prohibits use of low water‐using plants, or  prohibits or restricts compliance with water‐efficient landscape ordinances or regulations on the  use of water. This statute adds to the list anything that prohibits use of artificial turf or any other  synthetic surface that resembles grass. CMUA supported.  Status: Approved by Governor, Chapter 266, Statutes of 2015  AB 606 (Levine) – Water conservation: This statute requires, when the Department of General  Services replaces landscaping or irrigation on public property or when new public property is  added to the department's statewide property inventory, the department to reduce water  consumption and increase water efficiencies for that property, where feasible, through  replacement of landscaping, irrigation timers, or spray sprinkler heads, implementation of recycled  water irrigation, or any combination thereof.   CMUA supported.  Status: Approved by Governor, Chapter 665, Statutes of 2015  AB 786 (Levine) – Common interest developments: property use and maintenance: Current law  prohibits a homeowners association from imposing a fine or assessment on owners for reducing or  eliminating watering of vegetation or lawns during any period for which the Governor or the local  government has declared an emergency due to drought, unless recycled water (RW) is available.    This has been interpreted at times to mean RW available anywhere in the local system even if not  directly available to the homeowner. This statute clarifies that exception to only authorize the  imposition of a fine or assessment against the owner who directly receives RW from a retail water  supplier and fails to use that RW for landscaping irrigation.   CMUA supported.  Status: Approved by Governor, Chapter 780, Statutes of 2015  Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    23  AB 1164 (Gatto) – Water conservation: drought tolerant landscaping: This statute prohibits a city,  including a charter city, county, and city and county, from enacting or enforcing any ordinance or  regulation that prohibits the installation of drought tolerant landscaping, synthetic grass, or  artificial turf on residential property.     Status: Approved by Governor, Chapter 671, Statutes of 2015  AB 1531 (Committee on Environmental Safety and Toxic Materials) – State Water Resources  Control Board: The California Safe Drinking Water Act requires the State Water Resources Control  Board to administer provisions relating to the regulation of drinking water to protect public health.  This bill authorizes the state board to adopt an emergency regulation, except a regulation that  establishes maximum contaminant levels for primary and secondary drinking water standards, that  is not more stringent than, and is not materially different in substance and effect from, the  requirements of a regulation promulgated under the federal Safe Drinking Water Act. The statute  requires that these emergency regulations not be subject to review by the Office of Administrative  Law and remain in effect until revised by the state board.  It also requires an owner of a public  water system to provide to the state board reports, test results, and certain other information  within 15 business days of receiving a request for those records from the state board.   Status: Approved by Governor, Chapter 673, Statutes of 2015  Federal Legislative Issues   In October the White House and congressional leaders reached an agreement on a two‐year  budget deal that raises the government debt ceiling, sets spending levels that will facilitate  passage of appropriations bills to fund the government and increases spending for defense and  domestic discretionary spending. The deal averts a potential government default or shut‐down,  but also extends for an additional year the cuts in Treasury payments for issuers of Build America  Bonds (BABs). These bonds were authorized in the American Recovery and Reinvestment Act of  2009, and were designed for public power systems and other units of local government to raise  capital to finance clean energy projects, and other essential facilities. To encourage the use of  BABs, the federal government provides a direct payment subsidy for a portion of the borrowing  costs. Although the BABs credit payments were intended to be guaranteed, the Office of  Management and Budget (OMB) determined that the mandated cuts to federal spending, known  as sequestration, would apply to BABs payments. This budget deal extends those cuts yet again,  and 6.8% will be trimmed off of the scheduled payments for FY 2016.    Legislative progress on energy related issues has been mixed: While bipartisan efforts for an  energy bill have broken down, bipartisan efforts on hydropower have been more successful with  Representatives Jerry McNerney (D‐CA) and Cathy McMorris Rodgers (R‐WA) teaming up to offer  an amendment reforming the hydropower licensing process at the Federal Energy Regulatory  Commission (FERC).  There was also progress on cybersecurity issues with the Senate adopting the  Cybersecurity Information Sharing Act of 2015 (CISA) on October 27. The legislation, coauthored  by Senator Dianne Feinstein, facilitates targeted information sharing on cyber threats between the  federal government and non‐federal entities, including public power systems. The House passed  similar legislation early this year, and it is expected that the differences between the measures will  be resolved quickly, and sent to the President for his expected signature.    Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    24    State Regulatory Proceedings   California Energy Commission   RPS Enforcement Rule – Latest version was approved by the CEC at its October 14 business  meeting. Further modifications are expected in early 2016 based on SB 350’s 50% RPS by 2030  requirements; the rule may take a year or so to complete.     State Water Resources Control Board (SWRCB)  Californians reduced water use by more than 26 percent during September, exceeding Governor  Brown’s 25 percent conservation mandate for a fourth straight month. Nearly all water suppliers  in the state have complied with the conservation standards (water suppliers were allocated water  reduction targets based on their existing per capita usage, with Palo Alto’s target set at a 24%  reduction compared to 2013 consumption). However, on October 29, the SWRCB Office of  Enforcement issued enforcement actions against four urban water suppliers that have consistently  failed to meet their water conservation goals. Each of these suppliers has been issued a complaint  for a $61,000 penalty for failing to meet their mandated conservation tier standards.  SWRCB  continues to assess further emergency conservation mandates should the drought persist beyond  the end of the current emergency regulations.    VIII. Utility Financial Summary  This section describes the unaudited actual financial results for FY 2016 for all Utilities funds.   Note that Council adopted new long‐term Financial Plans starting with FY 2015 for the Electric,  Gas, Wastewater Collection, and Water Funds in June 2015.     Electric Utility Overview  Sales through the first quarter of FY 2016 were 1.1% higher than expected. Sales revenues have  consequently been higher, but due to the ongoing drought, deliveries from Western and  Calaveras hydroelectric resources have been lower than average.  While this has necessitated  greater electricity market purchases, market costs have been lower than projected.  The largest  cost increase has come from transmission access charges, which are much higher than  budgeted ($2.2 million). Current projections indicate higher net energy costs of $3.57 million  for FY 2016.    This combination of higher costs and lower revenues results in a decrease in the level of the  Supply Operations Reserve to $13.4 million.  Both the Distribution and Supply Operations  Reserves may fall below the FY 2016 reserve minimum guideline levels based on preliminary  reserve projections, in which case an additional transfer of funds or other intervention may be  requested. The Rate Stabilization Reserve has $14.4 million which could be used for this  contingency.    Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    25  As shown in Table 6, the Electric Utility CIP Reappropriation and Commitment Reserves totaled  $10.9 million at the end of Q1 FY 2016, of which $4.5 million was under contract.      Gas Utility Overview  Gas Utility sales through the first quarter of FY 2016 were lower than budget by 10.2%. This  appears to be a continuation of the trend of lower usage seen in FY 2015, when sales were  13.2% lower than budget. While the decreased consumption has resulted in $289,000 lower  distribution sales revenue to date, it is too early in the winter heating season to determine  whether this trend will continue.  Gas supply revenues to date have also been lower than  budget by $199,000, or 13%, although costs are reduced as well since as gas prices are passed  through directly to customers through the market‐based monthly‐varying commodity rate. The  Operations Reserve is projected to be between the minimum and maximum reserve guideline  range for FY 2016.    As shown in Table 7, preliminary levels for the Gas Utility CIP Reappropriation and Commitment  Reserves totaled $8.2 million at the end of Q1 FY 2016, of which $3.8 million was committed to  projects under contract.      Wastewater Collection Utility Overview   While sales revenues are projected to be lower than the Financial Plan forecast, mainly due to  lower winter water usage and thus lower commercial wastewater revenues, the Wastewater  Collection Utility is not projected to have any significant deviations from the FY 2016 Financial  Plan.  The Operations Reserve is projected to be at the minimum reserve guideline level for FY  2016. Should it be needed, the CIP reserve has an additional $2.6 million that could be utilized  in case of emergency.    As shown in Table 8, the Wastewater Collection Utility CIP Reappropriation and Commitment  Reserves totaled $11.9 million at the end of Q1 FY 2016, of which $9.3 million was committed  to projects under contract.      Water Utility Overview   Due to the ongoing drought, the Water Fund continues to be volatile with respect to sales and  revenue. Because of the reductions in water use mandated by the SWRCB after the preparation  of the 2016 Financial Plan, sales revenues and purchase costs were revised downward and  Council activated the drought surcharge effective September 1, 2015.    The Financial Plan estimated water purchases of 4.77 million hundred cubic feet (CCF) for FY  2016, but this was revised down to 4.27 million CCF after the SWRCB mandate. Staff is  continuing to monitor revenues closely, and will likely return to City Council as part of the FY  2016 midyear budget review report with a recommendation to adjust revenues to align with  actual experience during the first six months of the fiscal year.  The Operations Reserve is  projected to be within the guideline range, but should it be needed, the CIP Reserve has an  additional $13.3 million that could be utilized.  Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    26    As shown in Table 9, the Water Utility CIP Reappropriation and Commitment Reserves totaled  $12 million at the end of Q1 FY 2016, of which $7.1 million was for projects under contract.      Fiber Optic Utility Overview   Fiber sales and expenses through the first quarter of 2016 are $0.9 million and $0.6 million  respectively, both are in alignment with the FY 2016 budget. Expenses are expected to increase  by $1.4 million from FY 2015 to FY 2016, $2.4 million to $3.8 million respectively, primarily due  to the Fiber Optic System Rebuild CIP project.  The dark fiber network was constructed in the  early 1990s.  Several sections of the dark fiber system have either reached capacity or are in  need of repair, thus limiting the City’s ability to add new customer connections.  The CIP project  will increase system capacity and improve system reliability. Construction is expected to begin  in the second half of 2016.  As shown in Table 5, the Fiber Optics Rate Stabilization Reserve is  projected to be $22.4 million as of the end of FY 2016.   Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    27  Table 4: Financial Projections, FY 2016     Sales Volumes  Revenue  ($000)  Expense  ($000)  Net Reserve Change ($000)  Electric Utility  Financial Plan 247,195,295 kWh 129,249 (139,587) (10,338)  Current Forecast 249,847,699 kWh  126,982 (140,449) (13,467)  Change from  Financial Plan  2,652,404 kWh  (2,267) ( 862) (3,129)  1.1% (1.8%) 0.6%   Gas Utility   Financial Plan 4,472,093 therms 35,993 (40,683) (4,690)  Current Forecast 4,017,302 therms 35,505 (40,484) (4,979)  Change from  Financial Plan  ‐454,791 therms  ( 488)  199 ( 289)  ‐10.2% (1.4%) (0.5%)   Water Utility   Financial Plan 1,404,564 ccf 41,517 (46,454) (4,937)  Current Forecast 1,256,065 ccf 40,196 (44,905) (4,709)  Change from  Financial Plan  ‐148,499 CCF  (1,321) 1,549  228  ‐10.6% (3.2%) (3.2%)   Wastewater Collection Utility   Financial Plan  18,319 (20,164) (1,845)  Current Forecast  18,219 (20,164) (1,945)  Change from  Financial Plan   (100) ‐ ( 100)   0.1% 0.0%   Fiber Optic Utility    Financial Plan    4,842 (3,785) 1,057  Current Forecast  4,842 (3,785) 1,057  Change from  Financial Plan   0  0.0%  0  0.0%  0    Table 5: FY 2016 Operations Reserves ($000)    Electric  Supply  Electric  Distribution    Gas Water  Wastewater  Collection  Fiber  Optic *  Beginning 16,012 6,486 10,543 11,537 2,431 21,361  Projected Change (11,583) (1,884) (4,979) (4,709) (1,945) 1,057  Transfers 9,000 ‐ 3,400 5,500 2,000 ‐  FY 2016 Ending 13,429 4,602 8,964 12,328 2,486 22,418  Reserve Minimum 14,762 7,835 5,884 6,208 2,445 895  Reserve Maximum 29,523 15,670 11,768 12,415 6,112 2,238  * For Fiber Optics, the Reserve is the Rate Stabilization (not the Operations) Reserve    Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    28  CIP Reserves (Reappropriations and Commitments) Summary  Table 6: Electric CIP Reappropriations and Commitments      Table 7: Gas CIP Reappropriations and Commitments      Table 8: Wastewater Collection Utility CIP Reappropriations and Commitments  .  Table 9: Water Utility CIP Reappropriations and Commitments    Includes unspent funds from previous years carried forward or reappropriated into the current fiscal year  **Equal to Reserve for Reappropriations + Reserve for Commitments (CIP Reserves).     Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    29  Residential Bill Comparisons    Table 10: Residential Electric Bill Comparison ($/month)  As of November 1, 2015  Season Usage (KWh/mo)  Palo Alto  PG&E  Santa Clara  Roseville  Winter  (Nov ‐Apr)  300 28.57 50.10 33.49 51.29 453 (Median) 48.49 81.09 51.19 68.27 650 76.33 130.73 73.99 96.92 1200 172.03 306.94 137.63 186.74   Table 11: Residential Natural Gas Bill Comparison ($/month)  As of November 1, 2015  Season Usage (therms) Palo Alto  Menlo Park, Redwood City,  Mountain View, Los Altos, and  Santa Clara (PG&E Zone X)  Roseville  (PG&E Zone S)  Winter  (Nov‐May)  30 33.06 37.03 37.03 54 (Median) 51.61 66.65 66.65 80 82.00 108.13 108.95 150 172.17 226.44 227.26   Table 12: Residential Water Bill Comparison ($/month)  As of November 1, 2015  Usage CCF/month Palo Alto  Menlo  Park  Redwood  City  Mountain  View  Los  Altos  Santa  Clara Hayward 4 41.31 44.11 43.69 31.46 32.75 16.64 28.68  (Winter median) 7 63.47 62.25 57.13 48.77 44.11 29.12 48.42 (Annual median)  9 82.51 74.36 66.77 60.31 51.68 37.44 61.58 (Summer median) 14 130.11 106.12 95.46 89.16 71.58 58.24 96.24 25 234.83 176.80 182.14 187.23 115.85 104.00 181.49 Based on the FY 2013 BAWSCA survey, the fraction of SFPUC as the source of potable water supply  was 100% for Palo Alto, 95% for Menlo Park, 100% for Redwood City, 87% for Mountain View, 10%  for Santa Clara and 100% for Hayward.    Table 13: Residential Wastewater Collection (Sewer) Bill Comparison ($/month)  As of November 1, 2015  Palo Alto Menlo Park Redwood City Mountain View Los Altos Santa Clara Hayward 31.95 81.08 74.95 28.80 32.01 37.94 28.93    Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    30  Table 14: Median Residential Overall Bill Comparison ($/month)  As of November 1, 2015  Utility and Usage  Palo Alto  Menlo  Park  Redwood  City  Mountain  View Los Altos  Santa  Clara Hayward Electricity (453 kWh/mo) $ 48.49 $ 81.09 $ 81.09 $ 81.09 $ 81.09 $ 51.19 $ 81.09 Gas (54 th/mo) 51.61 66.65 66.65 66.65 66.65 66.65 66.65 Wastewater 31.95 81.08 74.95 28.80 32.01 37.94 28.93 Water (9 CCF/mo) 82.51 74.36 66.77 60.31 51.68 37.44 61.58 TOTAL $214.56 $303.18 $289.46 $236.85 $231.43 $193.22 $238.25   Non‐Residential Bill Comparisons    Table 15: Non‐Residential Electric Bill Comparison ($/month)  As of November 1, 2015  Usage (KWh/mo)  Palo Alto  PG&E  Santa Clara Roseville  1,000 127 182 172 141 160,000 17,245 21,740 19,573 20,208 500,000 50,430 61,900 59,928 50,263 2,000,000 178,800 222,356 231,682 184,675   Table 16: Non‐Residential Natural Gas Bill Comparison ($/month)    As of November 1, 2015  Usage (therms/mo) Palo Alto  PG&E  500 528 476  5,000 4,605 4,061  10,000 9,422 7,365  50,000 45,666 32,057    CIP Project Detail  Tables showing the details regarding the Capital Improvement Program projects are shown in:  1. Table 18 for the Electric Utility;  2. Table 19 for the Gas Utility;  3. Table 20 for the Wastewater Collection Utility; and  4. Table 21 for the Water Utility  Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    31  Table 17: FY 2016 Q1 Reserve Report from the City’s Financial System    Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    32  Table 18: Electric Utility CIP Project Detail (pg 1/2)     Project #Project Name Reappropriated /  Carried Forward from  Previous Years Current Year  Funding   Budget  Amendments   Spending,  Current Year  Remaining in  CIP Reserves Commitments FY 2017 FY 2018 FY 2019 FY 2020 FY 2021 ONE‐TIME PROJECTS EL‐06001 230 kV Electric Intertie 80,360                       27,568        (80,360)          (775)            26,793        5,000               ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐06003 Utility Control Center Upgrades ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                  ‐             400,000       ‐              ‐              ‐              EL‐10009 Street Light Sys Conversion Project 66,468                       89,727        (66,468)           ‐              89,727         ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐11014 Smart Grid Technology Installation 377,661                     303,056      (377,661)        (12,600)       290,456      60,610            1,000,000   1,000,000   3,000,000   3,000,000    ‐              EL‐10008 Advanced Metering Infrastructure 46,405                        ‐              (46,405)          (287)            (287)             ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐11016 Elec. Vehicle Charging Infrastructure ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐13002 Quarry/Hopkins Substation 60kV Line ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                  ‐             100,000      750,000       ‐              ‐              EL‐13008 Upgrade Electric Estimating System 148,650                     148,650      (148,650)        (1,487)         147,163      17,404             ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐16003 Substation Security ‐                             50,000         ‐                  ‐              50,000         ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              Subtotal, One‐time Projects 719,544                      619,001        (719,544)          (15,149)         603,852        83,014            1,000,000     1,500,000     3,750,000     3,000,000      ‐                SYSTEM EXPANSION EL‐11015 Reconductor 60kV Overhead Sys ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐13005 Colorado 20/21‐Xfrmr Replacement ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              Subtotal, System Expansion ‐                               ‐                 ‐                    ‐                 ‐                 ‐                   ‐                ‐                ‐                ‐                ‐                RELIABILITY EL‐12002 Hanover 22 ‐ Xfrmr Replacement ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐13004 Hansen Way/Hanover 12kV Ties ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐13006 Sand Hill / Quarry 12 kV Tie 183,126                     183,154      (183,126)         ‐              183,154      25,000             ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐14005 Reconfigure Quarry Feeders 380,782                     441,901      (380,782)        (10,695)       431,206       ‐                 500,000       ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐15000 Colorado/Hopkins Sys. Improvement 50,000                       75,000        (50,000)           ‐              75,000         ‐                 750,000      750,000       ‐              ‐              ‐              EL‐15001 Substation Battery Replacement 400,000                     220,000      (400,000)        (11,600)       208,400      56,434             ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐16002 Capacitor Bank Installation ‐                             75,000         ‐                  ‐              75,000         ‐                 275,000       ‐              ‐              ‐              ‐              Subtotal, Reliability 1,013,908                   995,055        (1,013,908)       (22,295)         972,760        81,434            1,525,000     750,000         ‐                ‐                ‐                UNDERGROUNDING EL‐06002 UG District 45 59,271                        ‐               ‐                  ‐              59,271         ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐08001 UG District 42 ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                 50,000        2,000,000   250,000       ‐              ‐              EL‐11009 UG District 43 ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                  ‐             150,000      2,000,000   500,000       ‐              EL‐11010 UG District 47 1,898,524                  932,240      (1,898,524)     (998,923)     (66,683)       613,396           ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐12001 UG District 46 484,811                     685,788      (484,811)        (11,535)       674,253       ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              Subtotal, Undergrounding 2,442,606                   1,618,028     (2,383,335)       (1,010,458)    666,841        613,396          50,000          2,150,000     2,250,000     500,000         ‐                4/12 KV CONVERSION EL‐08000 E. Charleston 4/12kV 60,861                       60,861        (60,861)           ‐              60,861         ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐09002 Middlefield/Colorado 4/12 kV ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐09004 W. Charleston/Wilkie Way 4/12 kV (701)                            ‐               ‐                  ‐              (701)             ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐12003 Hopkins Substation Rebuild ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐13000 Edgewood/Wildwood 4/12 kV Tie ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                  ‐             50,000        400,000       ‐              ‐              EL‐14000 Coleridge/Cowper/Tennyson 4/12 kV ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                 120,000      400,000       ‐              ‐              ‐              EL‐14004 Maybell 1&2 4/12 kV Conversion 188,649                     309,678      (188,649)        (3,277)         306,401       ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              Subtotal, 4/12 kV Conversion 248,809                      370,539        (249,510)          (3,277)           366,561         ‐                  120,000        450,000        400,000         ‐                ‐                Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    33  Table 18: Electric Utility CIP Project Detail (pg 2/2)     Project #Project Name Reappropriated /  Carried Forward from  Previous Years Current Year  Funding   Budget  Amendments   Spending,  Current Year  Remaining in  CIP Reserves Commitments FY 2017 FY 2018 FY 2019 FY 2020 FY 2021 UNDERGROUND REBUILDING EL‐04010 Foothills System Rebuild ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐05000 El Camino Underground Rebuild 25,124                       225,124      (25,124)           ‐              225,124       ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐09000 Middlefield Underground Rebuild 378,022                     407,927      (378,022)        (215,263)     192,664      67,835             ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐09003 Rebuild UG Dist 17 (Downtown)‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐10006 Rebuild UG Dist 24 1,386,153                  1,483,524   (1,386,153)     (441,935)     1,041,589   15,443             ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐11001 Torreva Court Rebuild ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐11003 Rebuild UG Dist 15 451,615                     452,748      (451,615)         ‐              452,748       ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐11004 Hewlett Subdivision Rebuild ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐11006 Rebuild UG Dist 18 468,542                     42,955        (468,542)        (237,120)     (194,165)     23,000             ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐11007 Rebuild Greenhouse Condo Area 26,117                       26,118        (26,117)           ‐              26,118         ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐16001 Underground System Rebuilt ‐                             300,000       ‐                  ‐              300,000       ‐                 300,000      300,000      350,000      350,000       ‐              EL‐11008 Rebuild UG Dist 19 98,871                       16,210        (98,871)          (78,735)       (62,525)        ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐12000 Rebuild UG Dist 12 9,028                          ‐               ‐                  ‐              9,028           ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐13003 Rebuild UG Dist 16 ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                 300,000       ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐14002 Rebuild UG Dist 20 ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                 500,000      500,000       ‐              ‐              ‐              EL‐19000 Rebuild UG Dist 25 ‐                              ‐               ‐                  ‐               ‐               ‐                  ‐              ‐             50,000        500,000       ‐              EL‐16000 Rebuild UG Dist 26 ‐                             750,000       ‐                  ‐              750,000       ‐                  ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              Subtotal, Underground Rebuilding 2,843,472                   3,704,606     (2,834,444)       (973,053)       2,740,581     106,278          1,100,000     800,000        400,000        850,000         ‐                ONGOING PROJECTS EL‐04012 Utility Site Security 274,148                     414,777      (274,148)        (118,533)     296,244      173,662           ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              EL‐13007 Underground Dist. System Security 290,534                     290,534      (290,534)         ‐              290,534       ‐                 300,000      300,000       ‐              ‐              ‐              EL‐02011 Electric Utility GIS 300,077                     365,639      (300,077)        (27,796)       337,843      68,734            165,000      165,000      165,000      165,000       ‐              EL‐02010 SCADA System Upgrade 186,716                     176,525      (186,716)        (31,516)       145,009      50,000            270,000      60,000        65,000        65,000         ‐              EL‐89031 Communications System 107,699                     268,006      (107,699)        (3,972)         264,034       ‐                 100,000      100,000      100,000      100,000       ‐              EL‐89038 Substation Protection Improvements 169,521                     489,508      (169,521)        (47,928)       441,580      187,453          450,000      300,000      300,000      300,000       ‐              EL‐89044 Substation Facility Improvements 13,427                       245,640      (13,427)          (14,373)       231,267      17,639            195,000      195,000      195,000      200,000       ‐              EL‐98003 Electric System  Improvements 2,347,340                  2,983,288   (2,347,340)     (254,523)     2,728,765   2,720,809       2,000,000   2,000,000   2,000,000   2,000,000    ‐              Subtotal, Ongoing 3,689,462                   5,233,917     (3,689,462)       (498,641)       4,735,276     3,218,297       3,480,000     3,120,000     2,825,000     2,830,000      ‐                CUSTOMER CONNECTIONS (FEE FUNDED) EL‐89028 Electric Customer Connections 1,920,310                  3,800,000   (1,920,310)     (1,156,022)  2,643,978   366,576          3,108,000   3,219,888   3,335,804   3,455,893    ‐              Subtotal, Customer Connections 1,920,310                   3,800,000     (1,920,310)       (1,156,022)    2,643,978     366,576          3,108,000     3,219,888     3,335,804     3,455,893      ‐                GRAND TOTAL 12,878,111                 16,341,146   (12,810,513)     (3,678,895)    12,729,849   4,468,995       10,383,000   11,989,888   12,960,804   10,635,893    ‐                Funding Sources Connection Fees 1,550,000     (875,000)          1,650,000     1,650,000     1,700,000     1,700,000      ‐                Other Companies (Phone/CATV Co.) 180,000         ‐                   190,000        200,000        210,000        210,000         ‐                Other Utility Funds (Smart Grid)‐                (251,774)          600,000        600,000        2,000,000     2,000,000      ‐                Utility Rates 14,611,146   (11,683,739)     7,943,000     9,539,888     9,050,804     6,725,893      ‐                CIP‐RELATED RESERVES DETAIL 6/30/2015 (Actual) 9/30/2015 Reappropriations 9,068,111                   8,260,854      Commitments 3,810,000                   4,468,995      Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    34  Table 19: Gas Utility CIP Project Detail (pg 1/2)       Project #Project Name Reappropriated /  Carried Forward from  Previous Years Current Year  Funding   Budget  Amendments   Spending,  Current Year  Remaining in  CIP Reserve  Fund Commitments FY 2017 FY 2018 FY 2019 FY 2020 FY 2021 ONE TIME PROJECTS GS‐09000 Gas Station 1 Rebuild ‐                                   ‐               ‐                  ‐               ‐                  ‐                   ‐              ‐              ‐              ‐              GS‐08000 Gas Station 2 Rebuild ‐                                   ‐               ‐                  ‐               ‐                  ‐                   ‐              ‐              ‐              ‐              GS‐10000 Gas Station 3 Rebuild 4                                      ‐               ‐                  ‐              4                     ‐                   ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              GS‐11001 Gas Station 4 Rebuild ‐                                   ‐               ‐                  ‐               ‐                  ‐                   ‐              ‐              ‐              ‐              GS‐13003 COBUG emissions equipment ‐                                   ‐               ‐                  ‐               ‐                  ‐                   ‐              ‐              ‐              ‐              GS‐15001 Security at Receiving Stations 150,000                          150,000      (150,000)        (5,804)         144,196         125,000            ‐              ‐              ‐              ‐              Subtotal, One‐time Projects 150,004                           150,000        (150,000)          (5,804)           144,200           125,000            ‐                ‐                ‐                ‐                ‐                GAS MAIN REPLACEMENT (GMR) PROGRAM GS‐08011 GMR ‐ Project 18 ‐                                   ‐               ‐                  ‐               ‐                  ‐                   ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              GS‐09002 GMR ‐ Project 19 526,621                           ‐              (526,621)        (68,899)       (68,899)          427,312            ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              GS‐10001 GMR ‐ Project 20 2,311,602                         ‐              (2,311,602)     (23,297)       (23,297)          2,274,325         ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              GS‐11000 GMR ‐ Project 21 867,159                           ‐              (867,159)        (57,006)       (57,006)          846,647            ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              GS‐12001 GMR ‐ Project 22 295,985                          4,033,001   (295,985)        (114,891)     3,918,110      3,000               ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              GS‐13001 GMR ‐ Project 23 ‐                                  620,650       ‐                  ‐              620,650          ‐                  3,010,000    ‐              ‐              ‐              ‐              GS‐14003 GMR ‐ Project 24 ‐                                   ‐               ‐                  ‐               ‐                  ‐                  640,000      3,100,000    ‐              ‐              ‐              GS‐15000 GMR ‐ Project 25 ‐                                   ‐               ‐                  ‐               ‐                  ‐                   ‐             685,000      3,200,000    ‐              ‐              GS‐16000 GMR ‐ Project 26 ‐                                   ‐               ‐                  ‐               ‐                  ‐                   ‐              ‐             678,200      3,300,000    ‐              GS‐20000 GMR ‐ Project 27 ‐                                   ‐               ‐                  ‐               ‐                  ‐                   ‐              ‐              ‐             700,000       ‐              Subtotal, Gas Main Replacement Program 4,001,367                        4,653,651     (4,001,367)       (264,093)       4,389,558        3,551,284        3,650,000     3,785,000     3,878,200     4,000,000      ‐                TOOLS AND EQUIPMENT GS‐13002 General Shop Equipment/Tools 130,931                          100,000      (130,931)        (26,135)       73,865           16,936             100,000      100,000      100,000      100,000      100,000       GS‐01019 Global Positioning System 73,578                             ‐              (73,578)          (595)            (595)                ‐                   ‐              ‐              ‐              ‐              GS‐02013 Directional Boring Machine ‐                                   ‐               ‐                  ‐               ‐                  ‐                   ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              GS‐03007 Directional Boring Equipment ‐                                   ‐               ‐                  ‐               ‐                  ‐                   ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              GS‐03008 Polyethylene Fusion Equip. 29,168                             ‐               ‐                  ‐              29,168            ‐                   ‐              ‐              ‐              ‐              GS‐14004 Gas Distribution System Model 140,742                          87,690        (140,742)         ‐              87,690            ‐                   ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              Subtotal, Tools and Equipment 374,419                           187,690        (345,251)          (26,730)         190,128           16,936             100,000        100,000        100,000        100,000        100,000         Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    35  Table 19: Gas Utility CIP Project Detail (pg 2/2)        Project #Project Name Reappropriated /  Carried Forward from  Previous Years Current Year  Funding   Budget  Amendments   Spending,  Current Year  Remaining in  CIP Reserve  Fund Commitments FY 2017 FY 2018 FY 2019 FY 2020 FY 2021 ONGOING PROJECTS GS‐11002 Gas System Improvements 151,021                          292,669      (151,021)        (68,276)       224,393         100,557           231,913      238,870      246,036      253,417       ‐              GS‐03009 System Ext. ‐ Unreimbursed 284,821                          192,675      (284,821)        (25,651)       167,024          ‐                  198,500      204,455      210,590      216,908       ‐              GS‐80019 Gas Meters and Regulators 736,596                          344,690      (736,596)        (36,451)       308,239          ‐                  355,030      365,681      376,652      387,952       Subtotal, Ongoing Projects 1,172,438                        830,034        (1,172,438)       (130,378)       699,656           100,557           785,443        809,006        833,278        858,277         ‐                CUSTOMER CONNECTIONS (FEE FUNDED) GS‐80017 Gas System Extensions (252,428)                         950,000      252,428          (330,509)     619,491         49,731             978,500      1,007,855   1,038,091   1,069,233    ‐              Subtotal, Customer Connections (252,428)                          950,000        252,428            (330,509)       619,491           49,731             978,500        1,007,855     1,038,091     1,069,233      ‐                GRAND TOTAL 5,445,800                        6,771,375     (5,416,628)       (757,514)       6,043,033        3,843,508        5,513,943     5,701,861     5,849,569     6,027,510     100,000         Funding Sources Connection Fees 639,600        252,428            662,000        686,360        706,950        728,150         ‐                Utility Rates 6,131,775     (5,669,056)       4,851,943     5,015,501     5,142,619     5,299,360     100,000         CIP‐RELATED RESERVES DETAIL 6/30/2015 (Actual) 9/30/2015 Reappropriations 2,100,800                        2,199,525         Commitments 3,345,000                        3,843,508         Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    36  Table 20: Water Utility CIP Project Detail (pg 1/2)        Project #Project Name Reappropriated /  Carried Forward from  Previous Years Current Year  Funding   Budget  Amendments   Spending,  Current Year  Remaining in  CIP Reserve  Fund Commitments FY 2017 FY 2018 FY 2019 FY 2020 FY 2021 ONE TIME PROJECTS WS‐07000 Regulation Station Imp. 1,116,781                   ‐              (1,116,781)    (997)            (997)              1,662,774          ‐            ‐            ‐            ‐            WS‐07001 Water Recycling Facilities 243,716                     193,358      (243,716)       (43,115)       150,243         7,244                 ‐            ‐            ‐            ‐            WS‐08001 Water Reservoir Coating 2,491,502                   ‐              (2,491,502)    (1,928)         (1,928)           1,715,670          ‐            ‐            ‐            ‐            WS‐09000 Seismic Water System 5,407,094                  241,621      (5,407,094)    (373,860)     (132,239)       2,688,222          ‐            ‐            ‐            ‐            WS‐11001 Vacuum Excavation Equip.‐                              ‐               ‐                 ‐               ‐                 ‐                     ‐            ‐            ‐            ‐            WS‐13003 GPS Equipment Upgrade 200,000                      ‐               ‐                 ‐              200,000          ‐                     ‐            ‐            ‐            ‐            WS‐13004 Asset Mgmt. Mobile Sys. 92,163                       93,815        (92,163)         (595)            93,220            ‐                     ‐            ‐            ‐            ‐            WS‐13006 Meter Shop Renovations 46,892                        ‐               ‐                 ‐              46,892            ‐                     ‐            ‐            ‐            ‐            WS‐15004 Water System Master Plan 307,793                     231,600      (307,793)       (44,087)       187,513         90,243               WS‐08002 Emergency Water Supply 779,712                     270,083      (779,712)       (50,321)       219,762         518,849             ‐            ‐            ‐            ‐            Subtotal, One‐time Projects 10,685,653                  1,030,477     (10,438,761)    (514,903)       762,466         6,683,002            ‐              ‐              ‐              ‐              ‐              WATER MAIN REPLACEMENT PROGRAM WS‐08017 WMR ‐ Project 22 ‐                              ‐               ‐                 ‐               ‐                 ‐                     ‐            ‐            ‐            ‐            WS‐09001 WMR ‐ Project 23 ‐                              ‐               ‐                 ‐               ‐                 ‐                     ‐            ‐            ‐            ‐            WS‐10001 WMR‐Project 24 ‐                              ‐               ‐                 ‐               ‐                 ‐                     ‐            ‐            ‐            ‐            WS‐11000 WMR‐Project 25 4,857,873                  731,786      (4,857,873)    (2,492,304)  (1,760,518)     ‐                     ‐            ‐            ‐            ‐            WS‐12001 WMR‐ Project 26 439,060                     5,926,260   (439,060)       (18,558)       5,907,702       ‐                     ‐            ‐            ‐            ‐            WS‐13001 WMR ‐ Project 27 ‐                             568,065       ‐                 ‐              568,065          ‐                    5,680,651 ‐            ‐            ‐            WS‐14001 WMR ‐ Project 28 ‐                              ‐               ‐                 ‐               ‐                 ‐                    585,107   5,851,070 ‐            ‐            WS‐15002 WMR ‐ Project 29 ‐                              ‐               ‐                 ‐               ‐                 ‐                     ‐           602,660   6,026,602 ‐            WS‐16001 WMR ‐ Project 30 ‐                              ‐               ‐                 ‐               ‐                 ‐                     ‐            ‐           620,740   6,207,400 WS‐19001 WMR ‐ Project 31 ‐                              ‐               ‐                 ‐               ‐                 ‐                     ‐            ‐            ‐           639,362    Subtotal, Water Main Replacement Prog. 5,296,933                    7,226,111     (5,296,933)      (2,510,862)    4,715,249       ‐                      6,265,758  6,453,730  6,647,342  6,846,762   ‐              Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    37  Table 20: Water Utility CIP Project Detail (pg 2/2)       Project #Project Name Reappropriated /  Carried Forward from  Previous Years Current Year  Funding   Budget  Amendments   Spending,  Current Year  Remaining in  CIP Reserve  Fund Commitments FY 2017 FY 2018 FY 2019 FY 2020 FY 2021 ONGOING PROJECTS WS‐80014 Services/Hydrants 279,560                     243,080      (279,560)       (32,091)       210,989         ‐                    250,400   263,000   270,000   278,100    WS‐80015 Water Meters 444,276                     393,080      (444,276)       (175,663)     217,417        120,109            400,372   407,000   415,000   427,450    WS‐02014 W‐G‐W Utility GIS Data 239,789                     332,750      (239,789)       (83,386)       249,364        206,202            366,025   402,628   442,890   456,177    WS‐13002 Equipment/Tools 71,457                       50,000        (71,457)          ‐              50,000          8,468                50,000     50,000     50,000     50,000      WS‐11003 Dist. Sys. Improvements 183,057                     232,000      (183,057)       (42,029)       189,971        14,056              239,000   247,000   254,000   261,620    WS‐11004 Supply Sys. Improvements 93,128                       232,000      (93,128)         (37,176)       194,824        14,680              239,000   247,000   254,000   261,620    Subtotal, Ongoing Projects 1,311,267                    1,482,910     (1,311,267)      (370,345)       1,112,565      363,515              1,544,797  1,616,628  1,685,890  1,734,967   ‐              CUSTOMER CONNECTIONS (FEE FUNDED) WS‐80013 Water System Extensions (214,319)                    460,000      214,319        (259,940)     200,060        54,731              473,000   486,000   500,000   515,000    Subtotal, Customer Connections (214,319)                      460,000        214,319          (259,940)       200,060         54,731                473,000     486,000     500,000     515,000      ‐              GRAND TOTAL                    17,079,534    10,199,498    (16,832,642)   (3,656,050) 6,790,340     7,101,248         8,283,555 8,556,358 8,833,232 9,096,729 ‐            Funding Sources Connection/Capacity Fees 460,000         ‐                  473,000     486,000     500,000     515,000      Other Utility Funds (Asset Mgmt, GIS Systems) 221,833         ‐                  244,017     268,418     295,260     304,118      Utility Rates 9,929,415     (16,832,642)    8,283,555  8,556,358  8,833,232  9,096,729   ‐              CIP‐RELATED RESERVES DETAIL 6/30/2015 (Actual) 9/30/2015 Reappropriations (excl. Bond Funded) 9,793,534                    (310,908)        Commitments (excl. Bond Funded) 7,286,000                    7,101,248       Utilities Quarterly Update for First Quarter of FY 2016  December 2015    38  Table 21: Wastewater Collection Utility CIP Projects               Project #Project Name Reappropriated /  Carried Forward from  Previous Years Current Year  Funding   Budget  Amendments   Spending,  Current Year  Remaining in  CIP Reserve  Fund Commitments FY 2017 FY 2018 FY 2019 FY 2020 FY 2021 SEWER SYSTEM REHABILITATION AND AUGMENTATION (SSR/A) PROGRAM WC‐07004 SSR/A ‐ Project 20 39,293                         ‐               ‐                   ‐              39,293            ‐                    ‐               ‐               ‐               ‐               WC‐08012 SSR/A ‐ Project 21 151,847                        ‐              (151,847)          ‐               ‐                 3,000                 ‐               ‐               ‐               ‐               WC‐09001 SSR/A ‐ Project 22 (42,912)                         ‐              42,912            (173)            (173)                ‐                    ‐               ‐               ‐               ‐               WC‐10002 SSR/A ‐ Project 23 982,263                        ‐              (982,263)          ‐               ‐                 224,253             ‐               ‐               ‐               ‐               WC‐11000 SSR/A ‐ Project 24 2,340,130                    206,084      (2,340,130)      (52,364)       153,720         2,224,520          ‐               ‐               ‐               ‐               WC‐12001 SSR/A ‐ Project 25 2,686,175                    528,246      (2,686,175)      (19,727)       508,519         2,238,570          ‐               ‐               ‐               ‐               WC‐13001 SSR/A ‐ Project 26 3,163,649                    268,014      (3,163,649)      (13,229)       254,785         2,962,292          ‐               ‐               ‐               ‐               WC‐14001 SSR/A ‐ Project 27 216,417                       3,358,133   (216,417)         (54,202)       3,303,931       ‐                    ‐               ‐               ‐               ‐               WC‐15001 SSR/A ‐ Project 28 ‐                              330,000       ‐                   ‐              330,000          ‐                   3,183,000    ‐               ‐               ‐               WC‐16001 SSR/A ‐ Project 29 ‐                               ‐               ‐                   ‐               ‐                  ‐                   340,000      3,270,000    ‐               ‐               WC‐17001 SSR/A ‐ Project 30 ‐                               ‐               ‐                   ‐               ‐                  ‐                    ‐              350,000      3,361,500    ‐               WC‐19001 SSR/A ‐ Project 31 ‐                               ‐               ‐                   ‐               ‐                  ‐                    ‐               ‐              360,000      3,462,500    WC‐20000 SSR/A ‐ Project 32 ‐                               ‐               ‐                   ‐               ‐                  ‐                   370,000       Subtotal, Sewer Rehab./Augmentation 9,536,862                    4,690,477     (9,497,569)        (139,695)       4,590,075        7,652,635         3,523,000     3,620,000     3,721,500     3,832,500      ‐                 ONGOING PROJECTS  WC‐13002 Fusion & Gen. Equip./Tools 78,132                        50,000        (78,132)            ‐              50,000            ‐                   50,000        50,000        50,000        50,000         WC‐15002 WW System Improvements 435,981                       232,000      (435,981)          ‐              232,000         196,697            239,000      246,000      253,000      260,000       WC‐99013 Sewer / Manhole Rehab. 621,917                       600,000      (621,917)          ‐              600,000         1,221,411         618,000      636,000      655,000      675,000       Subtotal, Ongoing Projects 1,136,030                    882,000        (1,136,030)         ‐                882,000           1,418,108         907,000        932,000        958,000        985,000         ‐                 CUSTOMER CONNECTIONS (FEE FUNDED) WC‐80020 Sewer System Extensions 210,275                       383,000      (210,275)         (121,482)     261,518         229,899            394,000      405,000      416,000      428,500       Subtotal, Customer Connections 210,275                       383,000        (210,275)           (121,482)       261,518           229,899            394,000        405,000        416,000        428,500         ‐                 GRAND TOTAL 10,883,167                  5,955,477     (10,843,874)      (261,177)       5,733,593        9,300,642         4,824,000     4,957,000     5,095,500     5,246,000      ‐                 Funding Sources Connection/Capacity Fees 383,000        (210,275)           394,000        405,000        416,000        428,500         Funded by Rates and Other Revenue 5,572,477     (10,633,599)      4,430,000     4,552,000     4,679,500     4,817,500      ‐                 CIP‐RELATED RESERVES DETAIL 6/30/2015 (Actual) 9/30/2015 Reappropriations 2,700,167                    (3,567,049)        Commitments 8,183,000                    9,300,642