Loading...
HomeMy WebLinkAbout24-2027ORD[NANCE NO. 24- 2027 AN ORDINANCE OF THE CITY OF DENTON REPEALING ORD[NANCE NO. 23-1691 ; APPRovrNG THE 2024 DENTON MUNICIPAL ELECTRIC- ENERGY RISK MANAGEMENT POLICY (THE “2024 ERMP’'); DELEGATING AUTHORITY AS PROVIDED IN THE 2024 ERMP; AUTHORIZ[NG AND APPROV[NG THE SUBSEQUENT EXECUTION OF SUCH OTHER ANCILLARY AND RELATED DOCUMENTS, INCLUDING, WITHOUT LIMITATION, CONTRACTS, NOMINATIONS, CERTIFICATES, ASSIGNMENTS, LICENSES, DIRECTIONS, INSTRUMENTS. CONFIRMATIONS. ORDERS, AND STATEMENTS AS ARE AUTHORIZED BY THE 2024 ERMP, WHICH ARE INCIDENT TO OR RELATED THERETO; CONFiRMING THAT THE CITY OF DENTON, ITS MAYOR, ITS CITY COUNCIL MEMBERS, ITS CITY MANAGER, ITS CITY ATTORNEY, AND ITS CITY SECRETARY ARE AUTHORIZED TO PERFORM SUCH ACTS AND OBLIGATIONS AS ARE REASONABLY REQUIRED TO CONSUMMATE THOSE FUTURE TRANSACTIONS WHICH ARE PROVIDED FOR AND AUTHORiZED BY THE 2024 ERMP; F[NDING THAT THE PURCHASE OF ELECTRICITY, NATURAL GAS, AND RELATED COMMODITIES AND INSTRUMENTS ARE EXEMPT FROM THE REQUIREMENTS OF COMPETITIVE BIDDING; FINDING THAT THE PURCHASE OF ELECTRIC ENERGY, NATURAL GAS, AND RELATED COMMODITIES AND INSTRUMENTS MADE BY THE CITY UNDER THE TERMS OF THE 2024 ERMP ARE IN THE PUBLIC WELFARE OF THE CITIZENS AND ELECTRIC RATEPAYERS OF THE CITY; AUTHORIZING THE EXPENDITURE OF FUNDS THEREFOR; AND, PROVIDING AN EFFECTIVE DATE. WHEREAS, the City of Denton (“City”), a Texas home-rule municipal corporation governed by the constitution and laws of the State of Texas, operates a municipally-owned electric udlity; and WHEREAS, on October 17, 2023, the City Council (“Council”) passed Ordinance No. 23- 1691 which repealed the 2022 Denton Municipal Electric -Energy Risk Management Policy and approved the 2023 Denton Municipal Electric - Energy Risk Management Policy (“2023 ERMP”); and WHEREAS, the 2023 ERMP requires that it be reviewed, amended if necessary, and approved annually by the Council; and WHEREAS, the Council has determined and finds that (i) the 2024 ERIVIP provides for the purchase of electricity, natural gas, related commodities and instruments in the future in strict accordance with the provisions of the 2024 ERMP; (ii) any and all contracts and other documents that are required to be entered into by and between the buyers or sellers of electric energy, natural gas, and related commodities and instruments and the City are, (a) provided that these transactions are within the described and delineated limits and guidelines which are set forth in the 2024 ERMP, authorized, and (b) excepted from public disclosure, as permitted by the provisions of Section 552.133, Texas Government Code, as documents that are reasonably related to the competitive public power matter, the disclosure of which documents would provide an advantage to the competitors or prospective competitors of Denton Municipal Electric; and, (iii) all such documents which are incident to or related with the above-described documents, as from time to time may be required by the City and/or the seller, are (a) authorized, and (b) should be excepted from public disclosure, as permitted by the provisions of Section 552.133, Texas Government Code, as documents that are reasonably related to a competitive public power matter, the disclosure of which documents would provide an advantage to the competitors or prospective competitors of Denton Municipal Electric; and WHEREAS, the Council has determined and finds that the 2024 ERMP will not impair the ability of the City to comply with the provisions of any of its utility revenue bonds, as amended, which are now issued and outstanding; and WHEREAS, the Council has determined and finds that both (i) Sections 252.022(a)(15) and 252.022(c) of the Texas Local Government Code are applicable to the 2024 ERMP, and those subsequent transactions authorized by said 2024 ERMP involving the purchase of electricity, natural gas, and related commodities, and (ii) the Texas statutory competitive bidding law are not applicable to such purchases by the City; and WHEREAS, the Council has further determined and finds that these actions and the 2024 ERMP are in the best interest of its citizens and ratepayers; NOW THERFORE, THE COUNCIL OF THE CITY OF DENTON HEREBY ORDA[NS: SECTION 1. The finding and recitations contained in the preamble of this ordinance are incorporated herein by reference and are made a part of this ordinance. SECTION 2. Ordinance No. 23-169 1, and the 2023 ERMP approved by the same, are both repealed and are of no further force and effect, except that all transactions made under the 2023 ERMP remain protected from disclosure Section 552.133, Texas Government Code. SECTION 3. The 2024 Denton Municipal Electric -Energy Risk Management Policy (“2024 ERMP”), attached as Exhibit “A“ and incorporated by reference, is approved and adopted. SECTION 4. The City Manager, or their designee, and the City Secretary, or their designee, are authorized to execute, attest, and deliver respectively, all contracts which are authorized by the 2024 ERMP, and other such documents which are incident to, or related to, or which arise under the same (“Related Documents”), and to take such other additional actions as the City Manager, or their designee, shall determine to be necessary and appropriate to effectuate the matters set forth in this Ordinance and the 2024 ERMP. SECTION 5. The City Council hereby delegates authority to the DME Risk Management Committee to make amendments or changes to the Hedge Plan that do not conflict with the 2024 ERMP following the process set forth therein. SECTION 6. All subsequent actions taken by the Mayor, or their designee; the City Manager, or their designee; the City Attorney, or their designee; or the City Secretary, or their designee in furtherance of any future transactions that are authorized under the 2023 ERMP are approved and authorized in all respects as of the dates and times that such actions are taken. SECTION 7. Immediately following the adoption by the Council of the 2024 ERMP, any and all subsequent documents and supporting documents which are executed pursuant to the 2024 ERMP as amended are to be sealed by the City Secretary and maintained in their custody and control as documents which are excepted from public disclosure under the provisions of §552.133 of the Texas Government Code (the “Public Power Exception”); unless otherwise law fully ordered to disclose said documents. SECTION 8. The expenditure of funds as provided for in this ordinance is hereby authorized. SECTION 9. This ordinance shall become effective immediately upon its passage and approval. The motion to approve this ordinance was made by Jill Jester and seconded by Brian Beck. This ordinance was passed and approved by the following vote [ 7 - 0 ]: Aye X X X X X X X Nay Abstain Absent Mayor Gerard Hudspeth: Vicki Byrd, District 1 : Brian Beck. District 2: Paul Meltzer, District 3 : Joe Holland, District 4: Brandon Chase McGee, At Large Place 5 : Jill Jester, At Large Place 6: PASSED AND APPROVED this the 22nd day of October, 2024. GERARD HUDgm MAYOR ATTEST: LAUREN THODEN, CITY SECRETARY APPROVED AS TO LEGAL FORM: MACK REINWAND, CITY ATTORNEY BY:?gLobaL©Luwn Page 1                            Denton Municipal Electric    Energy Risk Management Policy    Approved by the City Council of the City of Denton, Texas  City Ordinance No. 24‐____            Energy Risk Management Policy    Page 2        Contents      SECTION 1 PROGRAM OVERVIEW .................................................................. 5  1.1 Introduction ............................................................................................................. 5  1.2 Objectives ................................................................................................................. 5  1.3 Energy Risk Management Framework ...................................................................... 6  1.3.1   Organizational Objectives ............................................................................. 6  1.3.2   Risk Mitigation and Measurement ............................................................... 6  1.3.3   Portfolio Management ................................................................................. 7  1.3.4  Risk Control Infrastructure ........................................................................... 7  1.4 Procedures and Guidelines ....................................................................................... 7  SECTION 2 ORGANIZATION STRUCTURE ......................................................... 8  2.1 Risk Management Committee (“RMC”) .................................................................... 8  2.1.2 Risk Management Committee Structure ......................................................... 8  2.1.3 Meeting Frequency, Voting, Member Vacancies and Reports ......................... 9  2.1.4 Third Party Review of Energy Management Office; DME Cooperation with  Consultant .............................................................................................................. 10  2.2 Front, Middle, and Back Offices ............................................................................. 10  2.2.1 Front Office................................................................................................. 11  2.2.2 Middle Office .............................................................................................. 12  2.2.3 Back Office .................................................................................................. 13  SECTION 3 MARKET RISK PROTOCOLS AND EXPOSURE CONTROL ................ 15  3.1 Market Risk Protocols............................................................................................. 15  3.2 Authorized Transactions ......................................................................................... 16  3.3 Market Risk Control ................................................................................................ 16  3.3.1 Risk Tolerance ............................................................................................. 16  3.3.2 Transaction and Exposure Limits ................................................................ 16  3.3.3 Stress Testing .............................................................................................. 17  3.3.4 Model Validation and Controls ................................................................... 17  Energy Risk Management Policy    Page 3        3.4 Information Systems and Models ........................................................................... 18  SECTION 4 RISK REPORTING ......................................................................... 19  4.1 Risk Management Reporting Policy ........................................................................ 19  4.2 Risk Management Committee Meeting Updates ................................................... 19  4.3 Transaction Valuation ............................................................................................ 20  SECTION 5 OTHER RESPONSIBILITIES AND POLICIES ..................................... 21  5.1 Organization‐Wide Responsibilities ........................................................................ 21  5.2 Commercial Interests and Trading for Personal Accounts ...................................... 21  5.3 Acknowledgment of Policy Requirements .............................................................. 22  5.4 Adoption of Energy Risk Management Policy ......................................................... 22  SECTION 6 CREDIT RISK POLICY .................................................................... 23  6.1 Introduction ........................................................................................................... 23  6.2 POLICY OVERVIEW .................................................................................................. 23  6.3  Credit Risk Control ...................................................................................................... 23  6.3.1 Credit Policies ............................................................................................. 23  6.3.2 Credit Limits................................................................................................ 24  6.3.3 Counterparty Credit Function ..................................................................... 24  6.4 Counterparty Credit Risk Assessment & Management ........................................... 25  6.4.1 Counterparty Credit Rating ............................................................................ 25  6.4.2 Credit Limit Management .............................................................................. 25  6.4.3 Credit Limit Monitoring ................................................................................. 26  Appendix A PORTFOLIO RISKS ...................................................................... 27  A.1. MARKET RISK ............................................................................................................. 27  A.1.1. Price Risk ...................................................................................................... 27  A.1.2. Volume Risk .................................................................................................. 28  A.1.3. Liquidity Risk ................................................................................................ 28  A.2. CREDIT RISK ................................................................................................................ 28  A.2.1 Credit Risk ..................................................................................................... 28  A.2.2. Funding Risk ................................................................................................. 29  A.3. OPERATIONAL RISK .................................................................................................... 29  A.3.1. MODEL RISK ................................................................................................. 29  Energy Risk Management Policy    Page 4        A.3.2. DENTON ENERGY CENTER OUTAGE RISK ...................................................... 29  A.4. REGULATORY RISK ...................................................................................................... 30  A.4.1 Carbon Cost ................................................................................................... 30  A.4.2 Changes to ERCOT market design ................................................................. 30  A.4.3 Ongoing changes to ERCOT Protocols ........................................................... 30  A.4.4 Regulatory Compliance ................................................................................. 30  Appendix B RISK EXPOSURE AND TRANSACTION LIMITS .............................. 31  B.1 Risk Books ................................................................................................................... 31  B.2 Risk Exposure Limits .................................................................................................... 32  B.3 Portfolio Risk Exposure Limits ..................................................................................... 33  B.4 Open Position Management ....................................................................................... 34  B.5 Transaction Limits ....................................................................................................... 34  B.5.1   Bilateral or Financial Power Transaction Limits ........................................... 35  B.5.2 Congestion Management Transaction Limits ................................................ 36  B.5.3   Physical or Financial Natural Gas Transaction Limits ................................... 40  B.5.4   Renewable Energy Credit (“REC”) Transaction Limits .................................. 41  Appendix C ORGANIZATIONAL STRUCTURE .................................................. 42  Appendix D APPROVED TRANSACTION TYPES .............................................. 45  Appendix E FORWARD HEDGING STRATEGIES AND PLANS ........................... 48  Appendix F 2023 ‐2024 DME HEDGE PLAN ................................................... 50  Hedge Plan Overview ............................................................................................. 50  Appendix G NEW PRODUCT/MARKET INSTRUMENT APPROVAL CHECKLIST . 52  Appendix H ENERGY RISK MANAGEMENT POLICY ACKNOWLEDGEMENT FORM  .................................................................................................................... 54  Energy Risk Management Policy    Page 5        SECTION 1 PROGRAM OVERVIEW  1.1 Introduction  The City of Denton’s municipally owned electric utility, operated under the trade name of Denton  Municipal Electric (“DME”), is in the business of providing affordable and reliable energy and  energy services to its customers in an environmentally sustainable manner. This Energy Risk  Management Policy (“Policy”) has been developed to establish a comprehensive framework for  DME to meet and exceed the overall goals and objectives set by the City Council, subject to  approved risk tolerances.    This  Policy  provides  specific  controls  (e.g.,  segregation  of  duties,  oversight,  etc.)  for  the  management of strategic and operational risks and establishes guidelines for DME to plan,  execute and control the risks inherent in the generation, purchase and sale of energy for its retail  customers.  The resulting framework shall govern DME’s energy portfolio activities through which  City Management and DME personnel identify, capture, measure, manage, control, monitor and  report financial and other risks.  This program specifically addresses management of energy  portfolio risk and provides a framework to maintain proper controls over portfolio activities as  they change over time.      1.2 Objectives  The objectives of this Risk Policy are as follows:  1. Identification of inherent risks associated with procurement of  energy  and  ancillary  services to serve the retail load of DME’s customer/owners.  2. Periodic and consistent measurement and reporting of risks  3. Establishment of acceptable risks levels   4. Identification of authorized risk management transactions, volumes, terms and authority  levels  for  all  employees,  committees,  and  boards  involved  in  execution  of  risk  management transactions.   5. Establishing disciplinary actions for violation of risk management policy including trading   limits    DME’s energy portfolio consists of its assets such as power plants, power supply contracts of  varying delivery patterns and maturity, wholesale physical and financial hedges1, congestion  management trades, ancillary service requirements and retail load obligations.   A number of  inherent  risks  are  associated  with  DME’s  energy  portfolio,  including  market  (price)  risk,  volumetric risk, operational risk, organizational risk, counterparty credit risk, liquidity (funding)    1 As used in this Policy, physical and financial hedges are market transactions used to offset pre‐financial existing  risk in the portfolio and are generally used to reduce price exposure associated with DME supply and demand,  price volatility or transmission congestion.  Energy Risk Management Policy    Page 6        risk, and regulatory/legal risks (for more detail, see Appendix A for a summary of DME’s portfolio  risks).       DME manages these risks to achieve its core business objectives of delivering energy to its  customers at reasonable and stable rates.  Key risk management objectives and performance  measures are shown in the table below.    Objective  Performance Metric  Reduce risk  Reduction  in  exposure  to  price  volatility  and  volumetric  variability  Competitive costs  Comparison  of actual  energy  costs  (including hedges  and  ERCOT  balancing  transactions,  but  excluding  PPAs)  to  the  average annual ERCOT Day Ahead Market (DAM) price, plus a  hedging premium  Reasonable rates  Comparison of DME average rate to that of other  Texas  municipal utilities  Risk Policy Adherence  Identification,  reporting  and  disciplinary  action  of  policy  violations  1.3  Energy Risk Management Framework  DME’s Energy Risk Management Policy is built around a framework that includes the following  four  elements:    Organizational  Objectives,  Risk  Mitigation,  and  Measurement,  Portfolio  Management and Risk Control Infrastructure.  Each of these elements is discussed further below.    1.3.1   Organizational Objectives  The Risk Management Committee (“RMC”) approves goals, strategies, and objectives  which help define the appropriate portfolio management activities that are undertaken  by DME.  This is done in coordination with strategic and business planning activities  conducted to establish the budget and through periodic strategic planning activities.    1.3.2   Risk Mitigation and Measurement  As  part  of  clarifying  organizational  objectives,  this  Policy  defines  the  EMO’s  role  in  identifying, measuring and mitigating energy risks.  DME’s risk mitigation practices focus  on implementation of the approved Hedge Plan for mid to long term risk mitigation and  inside  the  month  risk  management  activities  to  meet  required  targets, along with  transaction and risk exposure limits.    Energy Risk Management Policy    Page 7        1.3.3   Portfolio Management  DME engages in transactions that are conducted in accordance with hedging targets and  risk management and transaction limits specified in connection with this Policy and in  broader DME policies and operating procedures.    1.3.4  Risk Control Infrastructure  DME maintains a collection of internal controls, systems, and processes necessary to  achieve the objectives of this Policy.  These controls comprise DME’s energy risk control  infrastructure and includes provisions for:      Energy Risk Management Organization Structure and Responsibilities    Transaction and Risk Exposure Targets and Limits    Portfolio Position Tracking    Risk Measurement and Mitigation    Performance Measurement    Management Reporting    Operating Procedures   1.4  Procedures and Guidelines  This Policy prescribes the management, organization, authority, processes, tools and systems to  monitor,  measure,  control  and  mitigate  market  risks  through  DME’s  energy  management  activities.    Upon  adoption  by  the  City  Council,  this  Policy  shall  be  implemented  through  a  supporting set of standard operating procedures (“EMO Procedures Manual”).  The operating  criteria and parameters shall be updated as necessary to reflect changes in market conditions  and staffing levels.  All standard operating procedures shall be approved by the RMC.    All departmental procedures that may impact DME’s energy portfolio shall be in full compliance  with this Policy.  DME executive management shall evaluate the degree of detail necessary in the  operating  procedures  and  may  require  that  additional  procedures  be  developed  and  implemented.  Energy Risk Management Policy    Page 8        SECTION 2 ORGANIZATION STRUCTURE  2.1  Risk Management Committee (“RMC”)  While the leadership of the Front, Middle and Back Office groups, along with the DME General  Manager regularly review executed transactions, monitor proximity to transaction limits and  oversee the implementation of DME’s portfolio management activity, consistent with industry  best practices, the executive oversight of DME’s energy management activities is conducted  through the Risk Management Committee (“RMC”).  The RMC is also responsible for activities  governed by this Policy and ensuring that Policy requirements are met.  The RMC membership is  be comprised of five voting members and two non‐voting members.    2.1.1. Risk Management Committee Responsibility  The RMC has the responsibility for executive oversight over the Program, which includes:   Understanding DME’s risk management objectives as described in Section 1.2 above and  risk tolerances as described in Appendix B.3 and B.4.   Approving annual risk plans, targets and limits as reflected in DME’s proposed annual  budget and Hedge Plan.   Ensuring Program strategies are consistent with overall City goals and obligations.   Reviewing this Policy at least annually and making recommendations for changes to the  City Council and Public Utilities Board.     Reviewing  and  monitoring  DME’s  progress  in  managing  its  hedging plans/targets as  described in Appendix E and proximity risk exposure limits specified in Appendix B.3.   Understanding and discussing DME’s energy‐related financial risk exposures and DME’s  strategies for monitoring and controlling these exposures.  2.1.2 Risk Management Committee Structure  The voting members are:   PUB Chair (or designee)    City Manager (or designee)   DME General Manager (Chairman)   Executive Manager, Operations (or designee)   City’s Director of Finance (or designee)    Energy Risk Management Policy    Page 9        The non‐voting members, both acting solely within their respective responsibilities set out  in the City’s Charter, are:   City Auditor (or designee)   City Attorney (or designee)    2.1.3 Meeting Frequency, Voting, Member Vacancies and Reports    1.  As needed, but no less than quarterly, the RMC shall meet to review EMO  operations as described in Section 4.2.  The Chair of the RMC shall provide at  least five (5) business days’ notice to the members.    2.  Any member of the RMC can request a meeting to address circumstances or  issues that may require immediate attention.    3.  As needed, but not less than annually, the RMC reports results of DME’s energy  management activities and compliance with this Policy to the Public Utilities Board  and the City Council     4.  Each of the five voting members shall have a single vote on matters that come before  the RMC and a voting member, or designee, must participate in the RMC meeting in  order to vote and approve a proposed action.   If a voting member is unable to attend  an RMC meeting in person or by telephone, the member may designate an alternate  to vote in his or her absence. A quorum of at least four (4) voting members is required  for a vote to take place. The RMC makes decisions and take actions by a simple  majority vote. If the RMC reaches an impasse that cannot be addressed through a  vote, the DME General Manager may make a final decision by the end of the next  business day on the issue and shall immediately notify all RMC members by email.    5.  In cases where a member of the RMC leaves the employ of the City, the City Manager,  upon consultation with the DME General Manager, will resolve the RMC vacancy by  making an interim appointment at his discretion.    6.  A  standard set  of  reports  shall  be  prepared  and  distributed by  the  Chairman  in  advance of each RMC meeting. The DME Compliance Officer, or his/her designee will  act as Secretary to the RMC and will document all meetings and actions taken by the  RMC in meeting notes that will be distributed to RMC members for their review and  acceptance.  Risk Policy compliance and risk position reports will be presented the  RMC  in  a  form  that  is  approved  by  the  RMC  and  which  may  be  amended  as  determined necessary by the RMC.  When establishing the standard set of reports,  the RMC will consider the requirements set out in 2.1.3.     Energy Risk Management Policy    Page 10        7.  Meeting notes approved by the RMC will be distributed by the City Attorney to the  RMC members, the City Manager, City Council and PUB.    8.  As Chairman of the Risk Management Committee, the DME General Manager is  responsible for all DME energy management activities, including the day‐to‐day  efforts of the risk control function.  At a high level, these responsibilities include  understanding and measuring market risk, validating risk mitigation activities,  hedge strategy compliance and risk reporting.    2.1.4 Third Party Review of Energy Management Office; DME  Cooperation with Consultant    1.  DME may employ a consultant periodically to provide an independent review to  the RMC including, but not limited to:     Assessment  of  energy  markets  including  energy  news  and  counterparty  information relevant to DME’s risk management and hedge positions   Independent  monitoring  of  DME’s  risk  and  policy  limits  as  defined  and  approved in this policy   Review  of  DME’s  front  office  hedge  strategy  and  recommendations for  potential improvements   Independent review of DME’s executed hedge positions for compliance with  this policy   Review of DME’s hedge positions and portfolio, including review of  o Risk report  o Position reports  o P/L reports  o Counterparty exposure reports  o Settlements reports   Support in the ongoing development of DME’s RMC standard set of reports   Performance of a cost benchmark analysis.   Review of Middle and Back Office functions.   Other tasks and responsibilities as may be determined important by the RMC.     2. DME shall cooperate with all requests of the consultant.         2.2  Front, Middle, and Back Offices  The  “Front‐Middle‐Back  Office”  model  provides  for  segregation  of  duties  and  efficient  administrative support.  It is a way to segregate DME energy management activities into  Energy Risk Management Policy    Page 11        transactional (“Front Office”), independent risk control and transaction compliance (“Middle  Office”)  and  financial,  accounting,  and  contract  administration  support  (“Back  Office”)  functions.    2.2.1  Front Office  The  Front  Office  is  primarily  responsible  for  managing  the  energy  supply  portfolio  associated with DME’s wholesale market activities and directing its daily physical and  financial trading.     The Front Office directly executes physical or financial transactions to support activities  such  as  management  of  fuel,  power,  congestion,  ancillary  services,  environmental  attributes, and wholesale sales activities as well as develops measurable hedge strategies  and plans at least annually (see Appendix E for details on hedging framework).    Specific responsibilities of Front Office personnel include:    1. Developing  and  implementing  strategies  that  are  consistent  with program  objectives and this Policy.  2. Monitoring  the  energy  markets  including  determining  the  forward prices for  products  traded  by  the  EMO  (“marking  curves”)  structural/regulatory  changes,  counterparty activity and financial wherewithal, market liquidity, and new supply  and hedging instruments.   3.  Advising  the  RMC  of  significant  changes  in  the  market  and  in  the  liquidity  of  approved hedging instruments, along with advising the RMC of the need for seeking  Council approval of in new hedging instruments that may help DME achieve its risk  objectives.  New hedging instruments shall be approved based on the guidelines  shown in Appendix G – New Product / Market Instrument Approval Checklist.  4.  Managing the portfolio of positions in physical and financial energy and energy‐ related  commodities  in  a  manner  consistent  with  DME’s  risk  management  objectives  and  the  corresponding  Hedge  Strategies  contained  in Appendix  E  –  Forward Hedging Strategies and Plans.  5.  Executing physical and financial transactions with approved counterparties through  the appropriate exchange, broker, voice communication, email, etc.  6.  Recording details of financial and physical transactions for DME’s ETRM system.    7.  Ensuring that transactions comply with DME’s Energy Risk Policy.  8.  Functioning as the primary point of contract and as an active participant in the  ERCOT stakeholder processes.     Energy Risk Management Policy    Page 12        The Front Office oversight role is accomplished through supervisory review and approval.   DME’s Front Office consists of Market Operations and the Market Analytics group and  reports to the Assistant General Manager or the functional manager of the EMO.  2.2.2  Middle Office  The  Middle  Office  is  responsible  for  monitoring  compliance  with this Policy, for  determining that energy transactions and exposures are within authorized limits and  meet minimum targets, identifying any violations of the limits in this Policy and reporting  any such violations to the General Manager and Assistant General Manager, and for  reporting the market exposure associated with all transactions entered into by the Front  Office  on  an  ongoing  basis.    The  Middle  Office  is  also  responsible  for  credit  risk  management activities, including vetting and due diligence of counterparties, negotiating  enabling agreements, establishing credit limits,  quantifying the level of acceptable credit  and market risk and providing estimates of key credit risk drivers.  . .  If, in the opinion of  the Middle Office, hedge decisions do not achieve program objectives, the Middle Office  will determine why the objectives are not achieved and recommend to the General  Manager, changes to existing and proposed hedge transactions and positions. In the  event there is no consensus between the Front Office and the Middle Office, the Middle  Office  with  recommend  changes  to  the  RMC  on  potential  changes  to  the  hedge  transactions and the rationale for such recommended changes.    The Middle Office responsibilities include monitoring DME’s energy management risk  exposures and mitigation measures and ensuring compliance with policies, guidelines,  and procedures.  In connection with this responsibility, the Middle Office maintains a  compliance log of any operational and/or procedural violations, which will be reported to  the RMC each quarter. Alleged violations of and policy or procedures will be immediately  reported to the General Manager and the Assistant General Manager.     Additionally,  the  Middle  Office  is  responsible  for  recommending  to  the  RMC  when  changes in policy or operating procedures are required.  These recommendations may  involve  the  temporary  or  permanent halting of transactions with one or more  counterparties,  and  any  other  topic  the  Middle  Office  believes represents  potential  unacceptable risk exposure.    The Middle Office adopts and updates, as necessary, the Energy Risk Management Policy  after such updates are adopted by the RMC, guidelines and procedures so that portfolio  management functions occur in compliance with Energy Risk Management Policies and  energy risk procedures and guidelines.    Specific responsibilities of the Middle Office include the following:    Energy Risk Management Policy    Page 13        1.  Verifies  and  reconciles physical  and  financial transactions,  including  conditions,  quantities, and amounts to be paid and dates.  The Middle Office collects and  validates market quotes to mark portfolio positions and to ensure that the terms  recorded and understood by DME match the terms actually agreed upon with  counter parties and/or brokers.  2.  Prepares  position  reports  identifying  the  financial  positions,  physical  positions,  anticipated physical exposures, and the market value of the energy portfolio(s) on  a position‐by‐position and aggregate basis.   3.  Maintains risk measurement, performance, and valuation models, including various  stress tests.  4.  Prepares routine risk reports, including those identified in Section 4.2 – Required  Reports.  5.  On a daily basis, confirms that all exposures and activities comply with authorized  market instruments as contained in Appendix D – Approved Types, the risk limits as  contained in Appendix A – Risk Exposure and Transaction Limits and hedge coverage  targets as contained in Appendix E – Forward Hedging Strategies and Plans.   In doing  so,  the  Middle  Office  monitors  transactions  and  position  limits,  review  daily  positions, and activity reports, and ensures that trading instruments comply with  current hedging strategies and are permissible.    6.  Follows the remedial actions process in the event of any risk limit or hedge target  breaches.  7.  Ensures all transactions comply with DME’s Energy Risk Policy.  8.  Executes and sends written confirmations to counterparties to ensure terms and  conditions are mutually agreed upon.     9.  Manages the credit risk associated with DME’s energy portfolio, including reporting  current and potential future credit exposure, credit positions relative to authorized  limits and changes to the credit risk profile of DME counterparties.   10.  Maintains all counterparty enabling agreements and ensures that only enabled  counterparties are populated and authorized in the system of record.   The Middle Office reports to the DME Regulatory & Risk Division Manager.  2.2.3  Back Office  The Back Office’s primary responsibility is to ensure that financial records of DME’s energy  management operation accurately reflect the current state of energy risk management  and power supply portfolio management activity.  The Back Office is responsible for  invoice checkout, verifying supply payments, invoicing, and settlements. The Back Office  is also responsible, in coordination with City of Denton Finance, AR, and AP departments,  for accurately calculating and booking the financial results of energy transaction activities,  Energy Risk Management Policy    Page 14        billing, and accounts payable, as well as recording, reporting and accounting for risk  management  and  hedging.  Specific  responsibilities  of  the  Back  Office  include  the  following:    1. Supports accounts payable and receivable operations.  2. Coordinates with City Finance the recording of all revenue and expenses in the  general ledger and other subsidiary ledgers when appropriate.  3. Coordinates the recording of posted cash receipts and revenues with City Finance  to the appropriate subsidiary ledger.  4. Settles transactions (verification, accounts payable/receivable)  5. Develops  and  maintain  documentation  outlining  standard  procedures  for  performing the settlement functions described herein.  6.  Notifies  the  Front  Office,  Middle  Office,  and  the  General  Manager  of  any  discrepancies that result from the reconciliation process.  7.  Oversees the safekeeping of transaction‐related documents.  8.   Maintains funding and reconciles and records activity in cash accounts held with  other ERCOT and other market participants.     The Back Office reports to the Executive Manager of Energy Services and Administration. Energy Risk Management Policy    Page 15        SECTION 3 MARKET RISK PROTOCOLS AND EXPOSURE  CONTROL  3.1  Market Risk Protocols   The  following  market  risk  protocols  shall  govern  DME’s  participation  in  wholesale  energy  markets.  Specific limits, methodologies, reports, operational procedures and approval processes  are detailed in the EMO Procedures Manual.    DME will ensure that it has full knowledge of its energy portfolio position and the resulting  exposure and understands the implications of its energy management activities.    Only personnel authorized by the DME General Manager, or his designee, pursuant to a  written Delegation of Authority Memorandum or email copied to the middle office can  transact on behalf of DME in the wholesale energy market (see Transaction Limits section of  Appendix B).   Personnel  involved  with  DME’s  energy  management  activities  will  ensure  they  obtain  competitive  prices,  transact  based  upon  competitive  market  conditions  and  that  counterparty credit risk is diversified by setting up master enabling agreements [such as the  International Swaps and Derivatives Association, Inc. (ISDA), Edison Electric Institute (EEI),  and the North American Energy Standards Board (NAESB)].   DME may only transact in wholesale energy‐market products authorized by this Policy and at  retail price levels stipulated in the current rate manual or as approved by the PUB or City  Council as applicable.    DME may only transact within transaction limits approved and defined in this Policy.   All  energy  transactions  will  be  carried  out  on  recorded  phone  lines,  electronic  trading  platforms, via electronic media (including email and other online methods) or other media  that can be recorded and documented.   Metrics for assessing DME’s market risk exposure will be specified, measured, monitored,  and reported on a regular basis to the RMC.    On a daily basis, all wholesale market transactions are recorded in the official system of  record which  captures and reports physical and financial positions so that each can be  reviewed separately and in total so that net volume and price risk and collateralization  requirements can be accurately assessed and managed in real time.  This system also serves  as a central check and balance tool; therefore, allowing for reconciliation of physical and  financial confirmations with transactional input.  This system also produces and reports risk  information.    Models and inputs for valuation and risk measurement and mitigation shall be subjected to a  validation and change control process.  The models employed and associated processes shall  Energy Risk Management Policy    Page 16        be described in detail in the EMO Procedures Manual.   3.2  Authorized Transactions  Authorized types of transactions are addressed in Appendix D of this Policy.  These transactions  types are, and shall continue to be, focused on supporting the energy portfolio goals of the City  Council and this Policy.      3.3  Market Risk Control  An important element to any energy risk management and mitigation program is the regular  identification, measurement, and communication of market risk.  DME’s net “open” position (i.e.,  whether it needs to buy or sell energy products on a daily, hourly, monthly or annual basis to  balance the energy portfolio) and the market exposure associated with its net open positions  shall be quantified and compared against exposure limits contained in this Policy and discussed,  on a regular basis, with the RMC.    Market  exposure  associated  with  these  net  positions  shall  be  quantified using forms of  measurement  approved  by  the  RMC.    The  market  exposure  measurement  criteria  shall  be  reviewed  at  least  annually  and  consider  changes  in  DME’s  net  positions  and  existing  and  projected market conditions.  The Middle Office shall have primary responsibility for coordinating  the development, maintenance, and modification all market measurement methodologies within  DME and for recommending approval of these methodologies by the RMC.      3.3.1  Risk Tolerance  For the purposes of this Policy, DME’s Energy Risk tolerance is defined by the degree of  uncertainty that DME can accept in its future financial ratios and customer rates on a  projected basis.     DME’s Energy Risk tolerance and measurement of Energy Risk shall include “at risk” forms  of risk measurement such as Cash Flow at Risk (“CFaR”) or Value at Risk (“VaR”),  augmented with scenario analysis and stress testing. These forms of risk measurement  are described in more detail in Appendix A – Risk Exposure and Transaction Limits and in  sections of the EMO Procedures Manual.  3.3.2  Transaction and Exposure Limits  The setting of and the adherence to transaction limits is an important control element to  ensure DME does not assume greater aggregate energy market exposure than is intended  and helps ensure that the transaction strategy level is appropriate at various levels of  aggregation (e.g. by commodity, delivery period, strategy, energy portfolio, etc.).      Appendices B and D, along with the EMO Procedures Manual, contain the Approved  Transaction Types and the Transaction Limits for DME.  It is the responsibility of the Front  Energy Risk Management Policy    Page 17        Office, Middle Office and the RMC to utilize these limits to manage and mitigate risk‐ taking activities.  The Front Office shall be responsible for maintaining exposures within  prescribed limits and for recommending changes to those limits to the RMC when market  conditions  or  operating  circumstances  result  in  limits  becoming  ineffective  or  inappropriate in controlling these activities.     The Middle Office shall be responsible for monitoring compliance with the Transaction  Limits and obtaining approval from the RMC for any changes to Transaction Limits or the  Transaction Limit structure.  It is the responsibility of the Middle Office and Front Office  to ensure that Transaction Limits are strictly enforced.  3.3.3  Stress Testing   In addition to mitigating and measuring financial exposure using the methods above,  stress testing is used to examine performance of the energy portfolio under extreme  adverse conditions.     In stress testing, extreme market conditions are applied to the portfolio to determine how  the  portfolio  will  perform  under  such  conditions.  Stress  testing  requires  thorough  evaluation  of  past  market  periods to determine those that would represent severe  outcomes. In addition, the performance of the portfolio is also estimated for individual  and combined potential market conditions. Such conditions are intentionally chosen to  represent adverse conditions and combinations of conditions, even if they are extremely  unlikely.     The Middle Office shall design and maintain a stress testing program, in consultation with  the Front Office. The stress testing approach shall be reviewed by the Middle Office  regularly, and the stress testing program shall be presented to the RMC for review on at  least an annual basis.      3.3.4  Model Validation and Controls   A risk commonly faced by those involved with energy management activity is model risk— the risk that either the methodology or assumptions used to value the portfolio becomes  invalid.  Inaccurate  assumptions  and  incorrectly  designed  models can cause risk  management problems in every market. However, the complexity of energy models and  their extended lifetimes, make these problems especially common in the energy markets.    Model risk occurs primarily for two reasons:  •   The model may have fundamental errors the user is unaware of and may produce  inaccurate outputs when viewed against the design objective and intended business  uses.  Energy Risk Management Policy    Page 18        •   The model may be used incorrectly or inappropriately.     Ensuring adequate model documentation is an important control for managing  modeling risk. This requires both organizing model information and accountability from  people using and developing models.     DME keeps a record of all internally and externally developed models used in its operation  (see EMO Operating Procedures 1‐4), including:   a description of the information input component (assumptions and data used by  the model, including quantitative approaches whose inputs are partially or wholly  qualitative or based on expert judgment),   version control (when key model inputs or model processes change)   processing component (which transform inputs into estimates), and   reporting  component  (which  translates  the  estimates  into  useful  business  information).      The Middle Office will review and validate models used by DME and report to the RMC  annually.   3.4  Information Systems and Models  Energy risk management information systems consist of the data, models and other software and  hardware used to collect, analyze, test, and validate transactions within DME’s portfolio in order  to monitor and control risk.  Although various departments within the City of Denton or DME  may have responsibilities for using and maintaining DME’s risk management systems, the Middle  Office shall have overall responsibility for ensuring that the systems are sufficient to perform the  risk management functions outlined in this Policy.    As part of a service level agreement with the City of Denton Technology Services, the Middle  Office  shall  also  be  responsible  for  maintaining  the  security, integrity  and  reliability  of  the  software used for energy risk management purposes (e.g. valuation models, administrative and  reporting software, energy risk management databases, etc.).  Due to the commercially sensitive  nature of the data in DME’s energy risk management systems,  access by DME employees shall  be revoked immediately upon receipt of resignation notification.    In accordance with the service level agreement which is currently followed between DME and  the City of Denton Technology Services, Technology Services shall be responsible for maintaining  the integrity and reliability of the hardware used for both energy management and energy risk  management purposes, including business continuity, disaster protection and recovery plans.   Energy Risk Management Policy    Page 19        SECTION 4 RISK REPORTING  4.1  Risk Management Reporting Policy  Key to energy risk management is the monitoring of risks and the accurate and timely information  that must be provided to all parties involved in any aspect of energy risk management to allow  them to perform their functions  appropriately.  The separation of execution and reporting  responsibilities is an industry best practice for ensuring that timely and accurate information is  being reported.    On an annual basis, the RMC Chairman will meet with the PUB and City Council and provide  details of the DME’s forward purchases, market exposure, credit exposure, counterparty credit  ratings, transaction compliance and other relevant data.  In addition, DME will provide periodic  training to the PUB and Council on energy market fundamentals and commodity trading best  practices to help facilitate more productive risk meetings.  4.2  Risk Management Committee Meeting Updates   Minutes and meeting materials from quarterly RMC meetings will be distributed to the PUB and  Council for their review.     At a minimum, quarterly RMC meetings will include a review of the following topics:      Controls Compliance   Identification of any activities that have exceeded permissible limits. The General  Manager or his/her designee will provide details of the causes of any limit  violations, the measures taken to mitigate future violations and a report of any  disciplinary actions taken as a result of such violations.      Hedge Target Compliance   Provides an update on progress on executing latest hedge plan execution  timetable.    Portfolio Competitiveness   Provides a comparison of latest 12‐month cost/MWH vs ERCOT spot markets (Day‐ Ahead  and  Real‐Time  Market)  and  compares  the  market  value  of  renewable  resources to their contract costs.     Credit Exposure   Identifies the credit limit for each counterparty, current level of exposure with the  counterparty, and remaining available credit.   Also includes an update on current  ERCOT credit requirements and thresholds.  Energy Risk Management Policy    Page 20            4.3  Transaction Valuation  DME’s financial records will be maintained in full accordance with generally accepted accounting  principles (“GAAP”), Government Accounting Standards Board (GASB) and will be consistent with  FERC Uniform System of Accounts.    Front, Middle, and Back Office functions shall coordinate their efforts and maintain vigilance to  ensure that DME’s energy management transactions and risk exposures are accurately valued in  an  unbiased  manner.    Transaction  valuation  and  reporting  of  positions  shall  be  based  on  objective, market‐observed prices or models.     Open positions (i.e., whether DME needs to buy or sell energy on a daily, hourly, monthly or  annual basis to balance customer loads against available resources) should be valued (“marked‐ to‐market”) daily, based on consistent valuation methods and data sources.  Whenever possible,  these valuations shall be based on independent, publicly available market information and data  sources (e.g., Bloomberg, Reuters, NYMEX, ICE, broker quotes, etc.).       As noted in Section 2.2.2, the   specification of position valuation methods is the responsibility of  the Middle Office and is subject to RMC review.  The Middle Office is responsible for obtaining  and disseminating market pricing information (Section 2.2.2, item 2, page 13) in a timely and  consistent  manner,  along  with  maintaining  and  updating  transaction  data  and  information  sources used for trade evaluation (Section 2.2.2, item 1, page 13).  The Middle Office is also  responsible  for  assuring  that  data  used  for  energy  risk  management  calculations  represent  accurate and timely information available from reputable market or internal sources (Section  2.2.2, items 1 and 2, page 13).  Energy Risk Management Policy    Page 21        SECTION 5 OTHER RESPONSIBILITIES AND POLICIES  5.1  Organization‐Wide Responsibilities   It is the policy of DME and the City of Denton that all personnel adhere to standards of integrity,  ethics, conflicts of interest, compliance with statutory law and regulations and other applicable  standards of personal conduct.     The willful misrepresentation or concealment of information regarding portfolio management  and/or risk management activities from senior management or any person responsible for the  accurate tracking and reporting of such activities shall result in disciplinary action up to and  including termination in accordance with DME and City of Denton policies and possible legal  action as allowed or required by law.     As an employee of the City of Denton, all DME personnel involved with its energy management  activity should not have an expectation of privacy in the conduct of their duties.  At any time,  recorded phone calls and electronic transactions, emails, texts, etc. may be reviewed to ensure  appropriate conduct or to review transactional information.    5.2  Commercial Interests and Trading for Personal Accounts   All DME personnel who have any specific responsibilities delineated under this Policy or in the  EMO Procedures Manual, are prohibited from engaging in the activities listed below:      Physical or financial trading of any commodities stipulated in this Policy or in supporting  departmental procedures for their own account      Holding an undisclosed interest in any account or corporate entity (other than DME), which  is used to trade the commodities described above.     If there is any doubt as to whether a prohibited condition exists, then it is the employee’s  responsibility to disclose and discuss the possible prohibited condition with their supervisor.  In  addition, any employee receiving taxable income from any person or business doing business  with DME must file a Conflicts Disclosure Statement in accordance with Chapter 176 of the Texas  Local Government Code.  Failure to comply with these requirements may result in disciplinary  action up to and including immediate termination of employment, in accordance with DME and  City of Denton policies.  Energy Risk Management Policy    Page 22        5.3  Acknowledgment of Policy Requirements  All DME personnel connected with the energy risk management program must sign a statement  attesting that they have received, read, and understand this Policy document and the City of  Denton policies regarding employee conduct.  A sample statement is provided in Appendix G.    5.4  Adoption of Energy Risk Management Policy  The Energy Risk Management Policy shall be formally reviewed, approved and adopted by  ordinance of the City Council annually in the second quarter of the City’s fiscal year.       Energy Risk Management Policy    Page 23        SECTION 6 CREDIT RISK POLICY  6.1  Introduction  The purpose of this credit risk policy is to establish a consistent process whereby the credit risk  of future financial loss due to counterparty physical or financial non‐performance is significantly  diminished for energy purchases and/or sales. This objective will be accomplished by a pre‐ contract qualification and ongoing review process for all energy suppliers and/or purchasers in  combination with effective on‐going monitoring systems and established limits. Any energy  transaction conducted by DME will comply with this Credit Risk Policy.     6.2  POLICY OVERVIEW   In general, all energy suppliers and/or purchasers will be subject to a financial review in  accordance with DME’s standards for determination of creditworthiness. Evaluation of a  counterparty’s financial health and its ability to deliver its product or to pay is crucial. Such  review procedures prior to contract execution are designed to protect DME from undue  exposure to losses that could arise from an insolvent counterparty not being able to pay for  energy that they have purchased or to cover replacement costs incurred for term contracts that  have positive economic value in relation to current market prices. A credit review cannot be  viewed as the only mechanism to prevent any and all losses, but it can help identify those  counterparties where performance has been a problem in the past or may present a problem in  the future. Established limits combined with proper monitoring systems will help enable DME  to effectively mitigate possible losses due to counterparty insolvency.    6.3  Credit Risk Control  Credit Risk is the potential impact on DME’s financial performance due to the chance of non‐ performance in payment or delivery (either physical or financial) by an energy entity that has  executed a commercial agreement with DME to buy and sell energy (“counterparty”).     DME actively mitigates its energy credit risk by making informed decisions regarding which  counterparties to transact with and to what degree.   Credit risk  is  defined  as  the  risk  of  counterparty  nonperformance,  or failure  to  deliver  its  obligation  (whether  with  an  energy  product or the payment of amounts owed).   6.3.1  Credit Policies    DME mitigates its energy credit risk by   Incorporating the expected transacting volumes, timing, and expected energy prices,  when establishing an energy credit risk tolerance for a calendar year.   Energy Risk Management Policy    Page 24         Assessing  counterparty  creditworthiness  and  establishing  credit  limits  for  counterparties based on that assessment.    Requiring a counterparty to be assigned a credit limit prior to transacting with it.    Monitoring and assessing market and counterparty events to adjust credit limits as  appropriate.   Calculating  and  reporting  the  maximum  expected  loss  if  a  counterparty  defaults   (“counterparty credit exposure”).  6.3.2  Credit Limits  The EMO Procedures Manual includes a credit limit framework for DME’s counterparties  based on various factors such as debt ratings and financial statistics.  Specific counterparty  credit limits include consideration of financial ratios, audited financial statements, and  asset quality.  Credit limits and credit exposure based upon the trades in place with each  counterparty and the market price for the net long or short positions  with  each  is  measured every day by the Middle Office.  At least semi‐annually the credit strength of  each counterparty that DME is exposed to will be evaluated by the Middle Office, or  immediately  if  their  business  conditions  change  or  their  credit  rating  has  been  downgraded and negative changes that have the potential to increase DME’s credit risk  will be reported to the RMC.    Prior to execution of any transaction with a counterparty, the Front Office verifies that  the counterparty has available credit.  In addition, no transaction shall be executed that  will cause the counterparty credit limit to be exceeded unless explicitly approved by the  RMC.    6.3.3  Counterparty Credit Function  The counterparty credit function includes counterparty credit analysis and approval of  new and existing counterparties as well as the calculation, aggregation, monitoring and  reporting of credit exposures.  In addition to those activities mentioned in section 3.1, the  Middle Office manages DME’s credit function.     The objective of the counterparty credit function is to minimize the potential adverse  financial impacts on DME in the event of a potential default by a counterparty.  This is  accomplished by:     Establishing a credit risk mitigation structure within the energy risk management  program.   Providing a framework to enable DME to qualify energy suppliers and transact with  approved counterparties.  Energy Risk Management Policy    Page 25         Determining  counterparty  transacting  parameters  (“transaction  limits”)  to  conservatively control and measure DME’s exposure to any one supplier.    Implementing conservative business processes and procedures (to be included in the  EMO  Procedures  Manual)  to  gather  and  monitor  financial  information  on  each  counterparty to estimate counterparty credit exposures.    6.4  Counterparty Credit Risk Assessment & Management  Counterparty Credit Risk (CCR) is defined as the risk that the counterparty to a transaction  could default before the final settlement of the transaction’s cash flows, where an economic  loss would occur if the transactions (or portfolio of transactions) with the counterparty had a  positive economic value at the time of default, or during the close‐out period.    6.4.1 Counterparty Credit Rating   A counterparty’s credit rating is the basis for measuring its credit quality.  DME assesses  counterparty credit risk based on the latest ratings from the following external credit  assessment institutions:  S&P, Moody’s and Fitch.  If no external credit rating is  available, the Middle Office will assess a counterparty’s credit quality and approve an  internal rating.   If there are multiple ratings, the following rules shall apply:  (i) If there are two ratings  by external credit assessment institutions and the two ratings differ, the lower rating  will be applied; (ii) If there are three ratings and they are not all equivalent, the rating in  the middle shall be applied   Whenever there is a rating change from an external credit assessment institution, the  related counterparty’s rating must be updated.   It is important to recognize the limitations of externally produced credit ratings.   Counterparties are the ones who are actually pay for a credit rating, the primary  purpose of which is to facilitate their own borrowings and investment.  Credit ratings  agencies are not responsible for verifying the accuracy of the financial data supplied to  them.  For this reason, the Middle Office will also produce its own internal credit rating.    The Middle Office will assess each counterparty’s credit limit, using a broad analytical  framework that includes:  o Counterparty specific information (business activity;  capital, leverage and  earnings; risk position; funding and liquidity; ownership structures)  o Macro factors (evaluate economic, industry and sector risks) and   o External factors (parent/group support and government support)  6.4.2 Credit Limit Management   To be effective a credit limit is not a guideline but a “hard stop” control that needs to be  taken seriously by all internal stakeholders.  It is a disciplined approach taken to  potential breaches, increases and renewals.  Energy Risk Management Policy    Page 26         A counterparty’s credit limit represents the maximum committed exposure DME will  undertake with each counterparty with regard to credit, which may be less than the  applicable Collateral Threshold value in the associated enabling agreement.   Once a counterparty has been determined to be creditworthy, Middle Office will  propose a maximum Credit Limit for approval by the Risk Committee.   Although a counterparty may qualify for a certain maximum Credit Limit, the types of  products to be transacted, as well anticipated transaction volumes, terms and other  business factors may prompt Middle Office to set a lower limit for Front Office  trading activities with that counterparty that is considered more appropriate.   Middle Office will closely monitor each counterparty’s credit quality and will alert the  Risk Committee to any downside risk such as credit rating migration, key financial  performance deterioration, potential event on cross default, etc.  Early actions such as  limit adjustment and collateral monitoring shall be taken to actively manage credit and  liquidity risk exposure.   Middle office shall actively manage collateral and margin based on the terms stipulated  in the Collateral Annex to relevant enabling agreements.   In the case of a counterparty default, a workout team shall be established under the  leadership of the Middle Office with staff members of the Front and Back Office, City  Finance and City Legal to design a timely workout plan, including any necessary recovery  actions.   DME may trade with Counterparties having sub‐investment grade credit ratings or  privately funded companies with no credit rating.  However, entering into contracts with  counterparties considered below investment grade or privately funded companies with  no credit rating requires caution, greater business justification and should be  accompanied by a greater level of monitoring.   The Middle Office shall also monitor credit exposure on a portfolio level, including  concentration risk.  6.4.3 Credit Limit Monitoring  The Middle Office will monitor the current credit exposure for each counterparty with whom  DME transacts and include such information in the Current Counterparty Credit Risk Report  which includes current counterparty credit exposure compared against limits and the limit  assigned to Denton by the counterparty.    Current credit exposure is a measure of the known exposures and composed of two primary  exposures – (1) realized exposure, and (2) unrealized or forward exposure. Realized exposure, a  payable or receivable amount owed between counterparties, is a measurement of cash flow  for billed and unbilled transactions. Unrealized or forward exposure is a measure of current  unrealized exposure and includes the measure of a counterparty’s incentive to fulfill  contractual obligations. Unrealized or forward exposure measures the risk associated with  having a payment default or the need to replace a transaction in the event of delivery default.    Energy Risk Management Policy    Page 27          Appendix A PORTFOLIO RISKS  As an electric utility, participation in physical and financial energy markets exposes DME and its  customer/owners to the risks of cost and pricing uncertainty, revenue and commodity market  volatility, and uncertainty in meeting budget targets and the Energy Cost Adjustment (ECA)  component of its retail rates.  These risks may be broadly categorized into three risk categories:  market, credit, and operational.  Each category of risk is described below.  The categories are not  entirely separate: disruptions of planned operations, for instance, can expose a utility to the risk  of having to execute unforeseen transactions during adverse market conditions.     The following section provides descriptions of the energy‐related risks the Policy is intended to  address.  A.1. MARKET RISK  DME manages energy purchases and sales with the goal of reducing the business risks associated  with its obligation to serve energy to its customer/owners.  These risks include volume‐related  and price‐related risks.    A.1.1. Price Risk  Because of continual changes in the supply and demand for electricity, significant price  changes can occur over a short time frame, otherwise known as price volatility.  High price  volatility means a high degree of uncertainty about the level of prices in the immediate  time frame and the future.  DME’s price risk takes several forms, including: 1) exposure  to changes in spot prices which DME faces in purchasing electric energy from the ERCOT  market, 2) forward price risk of anticipated purchases or sales of power or fuel in the  future and 3) the cost of energy‐related products and services such as congestion revenue  rights and ancillary services.    Price risk also includes the basis risk associated with potential differences in the price of  a commodity between geographic locations that is inherent in the ERCOT and physical  natural gas markets.  For example, whenever DME must purchase power to satisfy native  load requirements or is exposed to natural gas price uncertainty at various physical  delivery  points,  DME  is  financially  at  risk  due  to  the  uncertainty  in  transmission  or  transportation costs between various locations.   Energy Risk Management Policy    Page 28        A.1.2. Volume Risk  Volume Risk refers to uncertainty in the quantity of a commodity or service demanded,  acquired, or supplied that has a potential economic impact. A primary volume risk for  DME is the uncertainty associated with the amount of load DME will be required to serve.   Weather  conditions  affect  customer  energy  usage,  and  weather  changes  make  forecasting of load and non‐dispatchable resources a challenge, causing actual quantities  to deviate from forecasts.  Forced or unexpected outages of generation resources also  impact DME’s volumetric risk.  Generation levels from renewable energy resources are  based  upon  the  weather  conditions experienced  at  the  location  of  the  renewable  resources.  EMO Operating Procedures 1‐4 contain details about DME’s processes for  developing  forecasts  of  expected  volumes  associated  with  its  portfolio  of  load  and  resources.   A.1.3. Liquidity Risk  DME transacts business in commodity markets that have inherent liquidity risk. Liquidity  risk for DME arises when its intended transaction quantities exceed the size of current  market bids (to buy) and offers (to sell).  When DME desires to execute a transaction for  a volume/quantity in excess of current market bids or offers, potential counterparties  may be unwilling or unavailable to transact with DME. Transactions of nonstandard sizes  and types also present liquidity risks.      Liquidity risk should also be considered with regard to positions thought to be offsetting,  but that may become open in the event that a counterparty defaults on their transaction  responsibility (also referred to as “default risk”).  It may be difficult to replace defaulted  transactions on short notice.  If a position must be covered quickly, the price of the  necessary replacement transaction can be worse than if no urgency existed, especially if  the potential counterparties know about the urgent need, putting DME as a significant  disadvantage.    A.2. CREDIT RISK   DME is at risk if a customer, supplier or trading counterparty is unable or unwilling to fulfill its  present or future contractual obligations to deliver power or fuel, or to make a timely payment  of invoices or collateral.  A.2.1 Credit Risk  Credit Risk equals the potential replacement value of counterparty  contractual  obligations to deliver or receive power or fuel, or to make a timely payment to settle a  Energy Risk Management Policy    Page 29        financial  contractual  obligation.    The  potential  financial  impact  from  counterparty  defaults is significant.  DME’s credit risk is addressed in a separate  Credit  Risk  Management Policy.  A.2.2. Funding Risk  Funding risk is related to credit risk.  This term refers to the risk that DME might have to  pay margin or post collateral to meet requirements to securitize its credit under credit  provisions of Power Purchase Agreements, wholesale energy market, or to meet margin  requirements for cleared contracts.  In the event of significant funding risk associated with  the default of a counterparty or the inability of the DEC to produce energy resulting in  large replacement energy costs, the City of Denton’s reserves would be required to  provide cover costs.  A.3. OPERATIONAL RISK   The term operational risk is often used as a catch‐all category intended to include all risks that  are not explicitly designated by other names, such as market risk, volume risk, liquidity risk, and  credit risk.  Operational risks include problems of several types that can have adverse financial  consequences, and that relate to the operations of DME’s energy portfolio, identification and  control of risks, and processing and settlement of transactions.  One such risk is Model Risk.  A.3.1. MODEL RISK  Model  risk  is  a  form  of  systems  risk  associated  with  unrecognized  deficiencies  of  information systems used to in value transactions.  A model may incorporate assumptions  to derive unobservable pricing parameters from observable ones.  There is a risk that a  particular model used to value a transaction may not properly capture the value and risks  of the transaction, and that its deficiencies may emerge only after the fact, following  unfavorable market movements.    A.3.2. DENTON ENERGY CENTER OUTAGE RISK  A forced or unexpected outage of the DEC when the output from the units are anticipated  to be used to hedge market price risk due to lower than expected renewable energy  generation is an operational risk.  This risk is mitigated by a) preventative maintenance  programs  designed  to  minimize  forced outages b) not over‐committing  energy  and  capacity from the DEC during times of likely high prices, and c) the purchase of out‐of‐ the‐money call options.  DME may also recommend to City Council the purchase of outage  insurance for specific time periods during the year if, upon evaluating the results of a  solicitation, DME determines the associated insurance premiums are economical.  Energy Risk Management Policy    Page 30        A.4. REGULATORY RISK   Regulatory risk is the uncertainty to DME’s performance due to potential changes in laws or  regulatory mandates.  Examples include, but are not limited to, the following.  A.4.1 Carbon Cost   Unless explicitly borne by an energy supplier, DME is exposed to the potential risk of  carbon costs.  Any applicable law, rule, regulation, ordinance, protocol, order, decree,  judgment or other similar legal mandate could cause DME to pay carbon costs associated  with the production, generation, sale, metering, measurement, transmission, storage or  delivery of electric energy.  A.4.2 Changes to ERCOT market design  The PUCT has directed ERCOT to study the impact of changes to its market design, which  could have a significant impact on the flow of dollars between suppliers and consumers  of power, possibly triggering the need to renegotiate long‐term power contracts and  changing the valuation of existing generation assets.  A.4.3 Ongoing changes to ERCOT Protocols  The rules under which ERCOT operates are in a constant state of change.  In fact, they  change so often that ERCOT’s governing board has a committee (Protocol Revisions  Subcommittee) that meets monthly to review and process proposed changes submitted  by ERCOT and its market participants.  These changes usually impact how costs are  allocated within ERCOT among market sectors, consumers and suppliers of power, and  individual market participants like DME.     A.4.4 Regulatory Compliance   Market Participants in the ERCOT region are subject to both state and federal laws and  regulations.    Market Participants that own or operate facilities that are part of the Bulk Electric  System, as defined in federal law, are subject to oversight by the Federal Energy  Regulatory Commission (FERC), the North American Electric Reliability Corporation  (NERC), and Texas Reliability Entity, Inc. (Texas RE).    Additionally, all ERCOT Market Participants are subject to oversight by the Public Utility  Commission of Texas (PUCT). The PUCT administers the Public Utility Regulatory Act  (PURA), and adopts and enforces rules pursuant to the authority granted in PURA. The  Energy Risk Management Policy    Page 31        PUCT also has oversight and enforcement authority over the ERCOT Protocols,  Operating Guides, and Other Binding Documents. The PUCT has contracts with an  Independent Market Monitor (16 T.A.C. §25.365) and a Reliability Monitor (16 T.A.C.  §25.503) to assist with oversight and enforcement activities.  Appendix B RISK EXPOSURE AND TRANSACTION LIMITS      DME’s energy supply, trading and risk management‐related activities shall be segregated among  a number of “risk books.”  A risk book is a way of classifying and  tracking  positions  and  transactions that have similar or directly related purposes so that value and risk can be measured  in  sufficient  detail  to  support  both  risk  control  and  transaction  strategy  decisions.  The  establishment and management of risk books enables the EMO to focus on the optimization of  individual risk consistent with the approved Hedge Plan.  B.1 Risk Books  Load Book  A Load Book captures all transactions (for prompt month or beyond) associated with  hedging energy to serve city load.     Renewables Book  The Renewables Book captures the value of all transactions (for prompt month or beyond)  associated with hedging long‐term renewable energy positions.     Optimization Book  The Optimization Book captures opportunistic hedges (for prompt month or beyond)  which are intended to lower the cost of power relative to established program goals and  financial projections.  Optimization trades require immediate execution of transactions if  a stop is hit or a market reversal occurs. Such market condition must be reacted to  immediately as delays associated with waiting for Risk Committee, Asst. GM or GM  approval could cost rate‐payers significant additional ECA charges and/or opportunity  costs.     After hedge is placed, if positive MtM is realized and market is in fundamental or technical  reversal, EMO will be authorized to “optimize” the original hedge. Such optimization  trades are subject to the limitations contained in this Risk Policy and shall be conditional  trades as specified in the Hedge Plan.    Congestion Book  The purpose of the Congestion Book is to track the purchase of CRRs and associated  financial instruments (see Section B.5.2 below), which are purchased in ERCOT auctions  Energy Risk Management Policy    Page 32        or in the ERCOT Day Ahead Market and used to hedge against transmission congestion  risk.    DEC Book  The DEC Book includes hedge transactions (for prompt month or beyond) associated with  the Denton Energy Center.       DEC Gas Book  The DEC Gas Book includes hedge transactions (for prompt month or beyond) associated  with the Denton Energy Center’s fuel costs.    Cash Book  The Cash Book captures physical and financial hedges with a duration of less than one  month.  .    B.2 Risk Exposure Limits  An essential control element in the management of market risk is  the  development  and  adherence to an appropriate limit structure.  A well‐designed limit structure helps ensure DME  does not assume greater aggregate risk than intended and helps ensure that risk taking at the  transaction strategy level is appropriate at various levels of aggregation (e.g., by commodity,  delivery period, strategy, etc.).    The primary forms of limits listed below shall be applied to DME’s energy management activity:    Rates at Risk – Rates at Risk (“RaR”) is a form of Cash Flow at Risk (CFaR) measurement.   RaR  limits  will  be  set  to  limit  the  amount  of  uncertainty  in  future rates over the  immediately upcoming 12 to 36‐month period. If uncertainty in future rate requirements  is higher than DME’s risk tolerance, DME will consider hedging or implementing other risk  management  strategies  to  reduce  the  potential  need  for  unforeseen  rate  increases  and/or deterioration of DME’s financial condition.      Value at Risk –Value at Risk (“VaR”) limits will be set to limit the potential loss in value of  the portfolio.      Notional/Volumetric –To augment RaR and VaR limits, notional limits and/or volumetric  limits will be established. Notional limits are specified based on transaction or strategy  dollar amount (i.e., contract or strategy volume x price). Volumetric limits are specified  based on volume (e.g., MW, MWH, MMBTU, etc.). This provides a concrete limit to  account for uncertainties in risk measurement and human judgment capabilities. Other  volumetric limits may be established in relation to specific risks not captured by RaR or VaR.    Energy Risk Management Policy    Page 33        ERCOT – Implementation of the ERCOT Real Time Market (RTM) and Day Ahead Markets  (DAM)  require  daily  attention  to  Available  Credit  Limits  (ACL) and  forward  liability  calculations.  The  Back  Office  shall  actively  monitor  and  communicate  any  changes  affecting current credit positions.     Stop Loss –Stop loss limits are set, such that, if an individual position or strategy (or a  hedge  transaction  or  strategy  which  has  become  ineffective,  including  optimization  trades) is performing adversely and approaches a predetermined level of losses, the  position or strategy must be liquidated or completely hedged to prevent further loss.   B.3 Portfolio Risk Exposure Limits  Because ERCOT is responsible for ensuring physical reliability of the grid, DME’s efforts focus  primarily on managing the rate impact of price volatility risk of its portfolio.   For the purposes of  managing this risk, DME will assume an average consumer risk tolerance (CRT) equivalent to 1  cent per kWh of load over a rolling 12‐month period. For the avoidance of doubt, under the  current DME rate structure, the CRT applies to the total average cost per kWh on an annual  average basis for the residential class.  A CRT in excess of 1 cent per kWh outside the 12‐month  rolling average will be reported to the RMC as soon as it becomes known to DME.    Hedging is DME’s primary method for reducing market price volatility risk, either by locking in or  limiting the amount of variation of a future market price.  The “downside” of hedging is that it  not only reduces the chances of incurring higher costs than expected, it also reduces the chances  of lower‐than‐expected energy costs, and correspondingly lower electric rates.    DME uses an “at Risk”2 methodology to estimate, at a 95% confidence level, the amount of an  electric rate increase that could occur due to changes in market conditions such as volumetric  risk  associated  with  its renewable resources, ERCOT day‐ahead and  real  time  market  price  volatility, gas price volatility, nodal price congestion, price correlations and credit risk.    If DME’s estimate of a rate increase, at a 95% confidence level, exceeds the CRT threshold by  25%, DME will meet and confer with the RMC within 2 weeks, and with the City Council and PUB  as noted in the table below within 30 days after meeting with the RMC, to discuss alternatives  for implementing additional hedging strategies to bring the level of possible price volatility back  inside the CRT threshold.   No particular portfolio action is required, making this notification  requirement very different from a trading limit.    2 The “at Risk” metric DME will use is based on a “Rates at Risk” (RaR) methodology, which refers to the statistical  dollar amount that can be lost on the net open position of a portfolio over a specific time horizon and with a given  confidence interval. DME’s RaR methodology accounts for the increasing potential distribution of prices as time  passes, as well as the expiration of the positions in the portfolio with the passage of time. The result is the estimation  of loss, at the specified confidence level, assuming that the portfolio remains constant over time until all positions  within it have expired.    Energy Risk Management Policy    Page 34          “At Risk” limits for the total portfolio are:   RMC Notification  Council / PUB  Notification  Rolling 12 months (in aggregate) $15.0 million  $19.0 million    B.4 Open Position Management  DME’s primary objective is to protect against risks inherent in its portfolio, such as exposure to  price  volatility  and  from  variability  in  supply  and  demand.  DME  plans  to  execute  hedging  transactions relatively evenly over time, to diversify timing risk (similar to dollar cost averaging)  and does not speculate3 .   Market transactions shall be executed as a result of strategies designed  to maintain the net open position (the gap between expected demand and committed supply)  within tolerances which are consistent with current hedging strategies.  The resultant net open  position shall be updated to reflect the new hedging transactions as soon as practical, but  generally no later than the next business day.    The hedge plan provides  targets for hedging action of the DME’s loads, renewable resources and  the Denton Energy Center as a function of time for the next three years.      B.5 Transaction Limits  Another  vital  control  element  in  the  management  of  energy  risk is  the  development  and  adherence to transaction limits.  Transaction limits ensure the energy portfolio management  function is prudent, deliberate, and controlled at various levels of position aggregation and  transaction duration.  Transaction limits are established in consideration of overall portfolio  strategies, market conditions and risk tolerance levels and include the following principles:       DME personnel involved with its energy management activity are authorized to execute  any intra‐day or day‐ahead transaction which is necessary to mitigate  market  and  financial risk exposure to DME customer/owners.   Speculative transactions are those transactions not intended for hedging purposes and  are strictly prohibited. For the avoidance of doubt, Optimization Trades as described in  the Hedge Plan, are not classified as speculative transactions.  All transactions shall either  reduce risks or be risk neutral to DME customers.   No transaction may be executed for which DME does not have adequate systems or  analytical methods to track, record, value, or analyze the incremental cash flow and risk.    3 The US Commodity Futures Trading Commission defines a speculator as “a trader who does not hedge, but who  trades with the objective of achieving profits through the successful anticipation  of  price  movements”  (CFTC  Glossary:  A guide to the language of the futures industry).    Energy Risk Management Policy    Page 35         Any single transaction for a term greater than three years must be approved by the RMC  prior to execution.   Scheduling of loads and resources, along with corresponding bid or offer prices associated  with ERCOT Day Ahead Market (DAM), ERCOT Real Time Market (RTM) or ERCOT  Supplementary Ancillary Services (SASM) Market are not subject to this Risk Policy or to  the limits outlined below and do not require prior RMC approval.    All executed transactions must be recorded and captured in DME’s ETRM system of record.   Further, all transactions may be conducted on recorded phone lines, electronic trading platforms,  or other media that can be recorded and documented.   Confirmations of transactions will be  compared with the ETRM transaction records by Middle Office, verified and executed by Middle  Office personnel.  Confirmations for transactions with ERCOT are evidenced through the ERCOT  Settlement Summary statement.    The following tables outline the transaction authorization limits established for DME personnel  involved with its energy management activity when executing transactions.  Those personnel are  permitted to execute transactions up to their designated limits or up to the limits of the roles  they supervise.  They may also execute transactions on behalf of someone having the required  authority.  Only the Approved Transaction Types listed in Appendix D may be executed unless  otherwise approved by the RMC.     B.5.1   Bilateral or Financial Power Transaction Limits    Title  Term Lead Time Transaction  Size (MW)  Cumulative Volume  Limits (MWh)  City Council  No Limit  No Limit  No Max  No limit  City Manager or RMC  < 5 Year < 7 Years 300  10,000,000 per 5  Full Calendar Years  rolling average  DME General Manager  < 4 Year < 5 Years 150  8,000,000 per 5 Full  Calendar Years  rolling average  Assistant General Manager or  Executive Manager Power  Supply  < 3 Years < 4 Years 100  16,000,000 per 3  Full Calendar Years  or 36‐month rolling  average  Energy Risk Management Policy    Page 36        EMO Division Manager  Energy Market Manager  Portfolio Optimization Manager    < 12 Month      < 24 Months   100  24,000,000 per 36  month rolling  average  Market Operations Lead    Senior Energy Market Analyst    < 3 Month     < 24 Month 50 6,000,000 per  month  Senior Market Operator  Market Operator    < 1 Month    < 2 Month 150  1,250,000 per week    Notes:   Transaction Size Limits represent MW volume per hour.   Lead time represents the time period from the date a trade is executed to the start of  delivery.   Authorized products include electric power, including both physical and financial  derivatives4, as well as ancillary services.  Financial derivatives may be over the counter  Electric Power Futures, Heat Rates and Options on Electric Power and CRRs or Exchange  Traded Products.   Authorization for approval of these transactions may be delegated.  If transaction  authority is delegated downward, volumetric limit applies to approving authority.    B.5.2 Congestion Management Transaction Limits    Title  Auction  Type  CRR Auction  Period  Approved  Instruments  Time  Period  Source/Sink  Combinations  DME General  Manager  Annual &  Monthly  Any month or  TOU offered by  ERCOT (5 years)      CRR Time of Use  All ERCOT  Resource Nodes,   all ERCOT Hubs  and Load Zones  Assistant  General  Manager or  Executive  Manager Power  Supply  Annual &  Monthly    Any month or  TOU block  offered by  ERCOT (SEQ 6  or less)    CRR Time of Use  Conventional  Resource Nodes,   Primary Hub and  Load Zone  EMO Division  Manager  Annual &  Monthly  Any month or  TOU block  CRR   Time of Use    Conventional  Resource Nodes,     4 As used here, a derivative is a contract that derives its value from the performance of an underlying asset or  index.  Energy Risk Management Policy    Page 37            Portfolio  Optimization  Manager    Energy market  Manager            Daily    offered by  ERCOT (SEQ 3  or less)    N/A          Point to Point  Obligations/Options              Hourly  Primary Hub and  Load Zone  Energy Market  Manager      Senior Energy  Market Analyst    Sr ERCOT  Transmission  Analyst    Monthly              Daily    Any month or  TOU block  offered by  ERCOT  (Monthly  Auction)    N/A  CRR             Point to Point  Obligations/Options    Time of Use              Hourly  Conventional  Resource Nodes,   Primary Hub and  Load Zone  Senior Market  Operators  Daily  N/A Point to Point  Obligations/Options    Hourly  Conventional  Resource Nodes,   Primary Hub and  Load Zone    Notes:   Annual CRR auctions occur monthly for successive 6‐month periods (called "sequences"  or SEQ) with progressively increasing amounts of transmission capacity available for  purchase in each sequence.  A copy of the current CRR Activity Calendar which shows key  dates  associated  with  each  Monthly  and  Annual  CRR  auction  at  http://ercot.com/mktinfo/crr   Monthly CRR auctions end about 2 weeks before the CRR effective start date   Conventional Resource Nodes include Denton Energy Center, White Tail & Santa Rita  Wind Farms, Blue Bell Solar Farm and resource nodes or ERCOT Hubs associated with fully  executed PPAs   Primary ERCOT Hub is “North Hub”   Primary ERCOT Load Zone is “Load Zone North”   The purchase of CRRs for each Source/Sink pair from all ERCOT auctions is limited to the  nameplate rating of the generator for City‐owned resources or the contract capacity  rating for PPAs.  A Congestion Revenue Right (CRR) is a financial instrument that results in a charge or a payment  to the owner, when the ERCOT transmission grid is congested in the Day Ahead Market (DAM).  DME uses CRRs as a financial hedge to lock in the price of congestion at the purchase price of the  CRR.  DME also hedges congestion in ERCOT’s Real‐Time market by buying CRR‐like instruments  called Point to Point (PTP) Obligations.    Energy Risk Management Policy    Page 38          The main purposes of the ERCOT CRR market are to:   Support  a  liquid  energy  market  by  providing  tradable  financial instruments  for  the  hedging of transmission congestion charges   Allow market participants to eliminate or greatly reduce the cost uncertainties resulting  from transmission congestion charges   Encourage competitive energy trading, where the costs of congestion might otherwise be  an impediment    DME’s primary objective for hedging congestion risk is to mitigate potentially adverse financial  consequences from uncertain price differences caused by transmission congestion between the  location where it consumes power (ERCOT LZ_North), the locations where it purchases power on  a forward basis (EROTT North Hub), and the ERCOT nodes associated with its resources (Denton  Energy Center, White Tail & Santa Rita Wind farms, Blue Bell solar farm and future renewable  resources).  DME is exposed to transmission congestion risk for all amounts of energy forecasted to be  consumed in the ERCOT North Load Zone, and energy that could potentially be produced at their  respective resource nodes. By default, ERCOT charges all DME load for energy, along with any  congestion, in the Real Time Market (“RT”).  DME mitigates congestion risk with congestion  hedges using Congestion Revenue Rights (CRRs).     Figure 1    Figure 2  DME hedges congestion risk between each resource and ERCOT’s North  Hub  location,  and  between North Hub and North Load Zone, by participating in ERCOT’s annual and monthly  auctions, layering in CRR purchases for up to 3 years into the future.   The North Hub is also used  as a delivery point for bilateral trades (for liquidity purposes)   Energy Risk Management Policy    Page 39        Consistent with DME’s approach to hedging energy, DME seeks to acquire CRRs at steadily  increasing amounts roughly corresponding to Auction Capacity Percentages, to diversify timing  risk, similar to dollar cost averaging, and does not use event‐driven trading to time the market,  trading in and out of positions.  DME employs a tiered approach in ERCOT’s annual and monthly  auctions5.       5 In practice, this “buy as much as possible as early as possible” strategy means DME includes low bids for the full  amount of remaining CRRs needed in each auction to maximize the chances of capturing low clearing prices while  at the same time preventing credit collateral requirements from becoming unnecessarily high  Energy Risk Management Policy    Page 40          B.5.3   Physical or Financial Natural Gas Transaction Limits    Title  Term  Lead Time  Transaction Size  (MMBTU)  City Council  No Limit  No Limit  No Max  City Manager or RMC  < 3 Years < 5 Years  246,000,000 per 36  month rolling  average  DME General Manager  < 3 Years < 5 Years  200,000,000 per 36  month rolling  average  Assistant General Manager or  Executive Manager Power Supply < 3 Years < 5 Years  150,000,000 per 24  month rolling  average  EMO Division Manager    Energy Market Manager    Portfolio Optimization Manager  < 12 Months < 36 Months  50,000,000 per 3  month rolling  average     Senior Energy Market Analyst < 3 Months < 24 Months 2,000,000 per month   Senior Energy Market Operator    Energy Market Operator  < 1 Month < 2 Months N/A    Notes:   Natural Gas transactions limited to the following locations:  Henry hub or locations within  Texas which are physically or financially correlated to DME energy costs  Energy Risk Management Policy    Page 41         Authorized products include natural gas, including both physical and financial derivatives.   Financial derivatives may be over the counter Gas Futures and Options or Exchange  Traded Products  B.5.4   Renewable Energy Credit (“REC”) Transaction Limits       Per Transaction Limits (up to)  Title  Vintage  Volume  $/REC  City Council  No Limit  No Limit  No Max  City Manager  < 5 Years 9,500,000  No Max  DME General Manager  < 3 Year 5,750,000  No Max  Assistant General Manager   < 3 Years 5,750,000  No Max  Manager, EMO    Market Operations Manager    Energy Analytics Manager  < 2 Years 3,750,000  No Max            Energy Risk Management Policy    Page 42        Appendix C ORGANIZATIONAL STRUCTURE     Energy Management Organization Front Office          Energy Risk Management Policy    Page 43        DME General Manager Assistant General Manager or Power Supply Executive Manager EMO Division Manager Energy Market Manager Sr Energy Market  Operator Sr Energy Market  Operator Sr Energy Market  Operator Energy Market  Operator Energy Market  Operator Sr Energy Market  Analyst Portfolio Optimization Manager Sr Energy Market Analyst Sr ERCOT Transmission Analyst Sr Energy Market Analyst Energy Analytics Manager Sr Business  Intelligence Analyst Sr Business  Intelligence Analyst Sr Business  Intelligence Analyst Sr Energy Mgt System Analyst Energy Mgt System Analyst Energy Risk Management Policy    Page 44        Energy Management Organization Middle Office              Energy Management Organization Back Office      DME General Manager Executive Manager,  Operations Market Risk Manager Sr Risk Control Analyst Risk Control Analyst Risk Control Analyst Credit Risk Analyst DME General Manager Executive Manager,  Business Services Settlements & Rate  Administrator Settlements & Rate  Administrator Energy Risk Management Policy    Page 45        Appendix D APPROVED TRANSACTION TYPES    Products allowed for energy management activities include the purchase and sale of electric  energy, ancillary services, natural gas and ERCOT Congestion Revenue Rights/Point to Point  Obligations. , The purchase and sale of Renewable Energy Credits are also allowed as needed to  meet Denton Renewable Energy Plan goals.  The City Council is responsible for authorizing all  products and commodity types.    All transactions must follow certain requirements as described throughout this Policy.  Key  elements include:     All transactions must be executed to by authorized transacting personnel   All transactions must be with approved counterparties and/or commodity  exchanges   All transactions must be with counterparties with adequate available credit or fully  collateralized   All transactions must be committed over recorded phone lines or via recordable  electronic communications    All transactions must be approved transaction types   All transactions must be consistent with this Policy and the EMO Procedures  Manual    Failure to observe the above minimum requirements when executing energy transaction is a  violation of Policy and is subject to disciplinary action.    AURTHORIZED MARKETS    DME may only execute transactions to buy or sell energy‐related products after some type of  enabling agreement has been signed with a counterparty or commodity exchange.  In approving  DME’s Energy Risk Policy, the City Council has authorized the City Manager, or his designee, to  sign such agreements.    Examples of markets where DME is currently authorized to transact include:     Intercontinental Exchange (ICE)  o ERCOT Physical and Financial Power  o Natural Gas futures  Energy Risk Management Policy    Page 46         Bilateral markets with approved counterparties  o Physical Natural Gas at locations within Texas and Oklahoma to support fuel  purchases for the Denton Energy Center and DME’s energy portfolio  o Physical and Financial Power   ERCOT  o Day Ahead Market  o Real Time Market  o Ancillary Services Market  o Congestion Management Auctions and Markets    AUTHORIZED POWER TRANSACTIONS    Power transactions shall be limited to delivery or exposure to power within ERCOT.  Before  executing any of the following hedges FOR THE FIRST TIME, DME will provide notification to the  Risk Committee, along with an explanation of the risks and benefits of expanding our use of  hedging instruments.    1. Physical  a. Fixed‐price & Index‐price purchases and sales  b. Call & Put Options (e.g., fixed & indexed, hourly, Time of Use, daily monthly,  annually)  c. Ancillary services  2. Financial  a. Fixed‐price & Index‐price purchases and sales  b. Exchange traded, bilateral or OTC Call or Put options6  c. Ancillary Services  d. ERCOT Congestion Revenue Rights (CRRs), Point to Point Obligations (PTPs) and  other similar congestion management transactions.    AUTHORIZED NATURAL GAS TRANSACTIONS    Natural Gas transactions shall be limited to Henry Hub or a location within Texas or Oklahoma  to support commodity exposure for DME’s energy portfolio.  Before executing any of the  following hedges FOR THE FIRST TIME, DME will provide notification to the Risk Committee,  along with an explanation of the risks and benefits of expanding our use of hedging  instruments.    6 For example, fixed & indexed, hourly, Time of Use, daily monthly, annual options  Energy Risk Management Policy    Page 47          1. Physical Gas which may be needed to support operation of the Denton Energy Center  a. Fixed and index price Natural Gas commodity  b. Fixed and index price Natural Gas transportation  c. Fixed and index price Natural Gas storage  2. Financial  a. Exchange traded, bilateral or cleared futures and Exchange or OTC swaps  b. Exchange traded, bilateral or cleared and or OTC Call or Put options7  c. Index options  OTHER AUTHORIZED ENERGY‐RELATED COMMODITY TRANSACTIONS      Physical Renewable Energy Credits (RECs) including two prior vintage years and all forward  years up to the tenor of vintage limits set in the table under section B.5.4 above.          7 Ibid.  Energy Risk Management Policy    Page 48        Appendix E FORWARD HEDGING STRATEGIES AND PLANS    Successful management of the price and volumetric risks faced by DME requires analysis,  monitoring, and communication.  Analysis of published weather forecasts and market price  data serve as key inputs to models used for planning and ensures that the appropriate data is  converted into useful information.  Consistent with market risk policies defined herein and the  risk limits defined in Appendix A, DME, in concert with the RMC, develops annual hedging  strategies with underlying hedging plans as a means to manage the volumetric and price risks  faced by the utility.  A review of the status of current hedging plans will typically be a topic of  discussion at RMC meetings.    During the second quarter of the Fiscal Year, DME shall submit a confidential updated Hedging  Strategy to the RMC for managing the key components of its energy  portfolio  (load,  renewables, congestion risk and the DEC) for the upcoming three (3) full calendar years.  Due  to the complexity of the wholesale energy markets and the energy regulatory environment,  the Hedging Strategy may require several iterations to the Hedging during each year due to  market conditions.  The RMC shall provide an update of its current Hedging Strategy to the  PUB and Council as soon as practical after it has been approved.  The  Hedge  Plan  is  a  confidential strategy document and, if requested, will be presented to the PUB and City Council  in closed session.     Each Hedging Plan will:     Cover a clearly specified forward time period.   Explain the justification for the hedge (a general description of the resource mix and  load that contribute to the open position for the specified time period, along with the  Open Position tolerances for the specified forward time period).   Define a volumetric limit for hedge purchases and sales.   Document transaction types expected to be used to carry out the Hedging Plan.    Proposed price triggers that will enable hedging activity within the Hedging Plan’s  limits.    DME may, at any time, request that the RMC consider changes to the current Hedging  Strategy or to an individual Hedging Plan.  Any approved changes to the Hedging Strategy  or Hedging Plan shall be recorded in the RMC meeting minutes and an updated written  Hedging  Strategy  or  Hedging  Plan  document  will  be  prepared  as  soon  as  practical  incorporating such changes. All hedge strategy documents shall be confidential and not  subject to the open record requirements due to the proprietary and commercial sensitivity  of the plans.   If  it becomes apparent to DME management that additional transactions to  reshape expected monthly forward positions are necessary given changes in generation  Energy Risk Management Policy    Page 49        forecasts, market conditions, and load forecasts, the  DME General Manager may direct  EMO staff to enter into and execute such transactions to rebalance the forward position.  These transactions will be discussed in RMC meetings ahead of time if conditions allow or  reported after the fact and documented in the minutes of the next RMC meeting. Changes  to the Hedge Plan outside the annual review and approval of the Energy Risk Policy does  not require approval of the PUB and City Council. However, all transactions undertaken will  still comply with the authority limits contained in this Energy Risk Policy. Energy Risk Management Policy    Page 50        Appendix F 2024 ‐2025 DME HEDGE PLAN  Hedge Plan Overview  The management of price and volume risk associated with the obligation to provide reliable,  economically priced wholesale electric energy to the customers of Denton Municipal Energy  (“DME”) is one of the main responsibilities of DME.  This responsibility is both a short term and  long‐term activity. Understanding the potential risks and their impacts along with executing  hedging transactions (trades) that reduce or eliminate price risk while providing stable and  predictable wholesale energy costs is the objective of the Hedge Plan.      The Hedge plan is a high‐level summary and a tactical plan for managing the risks associated  with the provision of energy and ancillary services required to meet the demands of the City of  Denton, its residents and its businesses. Because the Hedge Plan lays out the specific risks and  the plans to manage those risks into the future, it is a confidential document containing market  sensitive information and is protected pursuant to Texas Government Code Section 551.086.   The Hedge plan is however a component of the DME Risk Policy, and this summary is included  to describe the purpose and methods that will be utilized by the EMO to remove risk from the  power supply portfolio.      The Hedge Plan does not provide a comprehensive description of the day‐to‐day activities of the  EMO, but rather provides a description of the risk reduction transactions that will be authorized  for the EMO to execute.  The intra‐day optimization of positions for the benefit of customers  and the required scheduling and interaction with ERCOT in its role as the transmission reliability  entity of Texas will continue to be the primary focus of the EMO.    The uncertainty of load and renewable energy generation at any specific point in time coupled  with the changing price for power at each delivery point (generation and load) every five  minutes and the variability of natural gas price for the DEC make a single algorithm to determine  hedge actions impossible.  Consequently, DME will seek to de‐risk the supply and demand  component of its positions by looking at each position independently.  Maximizing value and  minimizing price risk to customers for each position is manageable and quantifiable and as such  the Hedge Plan will be executed on a position‐by‐position basis.  The main positions include  Load; Renewable Energy Generation and associated basis or congestion positions; and the  Denton Energy Center Position.     This Hedge Plan sets forth the types of risk‐reducing transactions that are recommended, along  with the execution and optimization strategies that will be employed by DME through the EMO  department.  All recommendations are based upon the risk positions that DME owns and their  relative risk is the current forward markets.  Forward markets change daily and on an intraday  Energy Risk Management Policy    Page 51        basis and the Hedge Plan is intended to permit sufficient flexibility to the EMO personnel,  consistent with the Risk Management Policy, to react to these market changes. However, the  Hedge Plan sets specific targeted volumes for hedging each position by certain dates and with  an objective for each set of trades entered into to reduce risk.  The DME middle office will  monitor compliance with the mandated activities in the Hedge Plan and will report on the  compliance status on a daily basis to the front office and DME management.  Any violations of  limits or requirements in the Hedge plan and Risk Policy will be reported to the Risk Committee  along with any recommended mitigation and disciplinary action if required.   Energy Risk Management Policy    Page 52        Appendix G NEW PRODUCT/MARKET INSTRUMENT  APPROVAL CHECKLIST    Checklist Items    Primary  Accountability  Benefits   Identify and describe the benefits of using the new product  Front Office     Risk   Understand and document the payoff profile of the new product  Front Office  Identify and analyze credit risk of new product  Middle Office  Develop methodology for measuring credit risk of new product (mark‐to‐ market, potential exposure, stress exposure.  Middle Office  Identify prospective counterparties for new product/instrument and  determine credit suitability.  Front Office &  Middle Office  Approve new product valuation methodology.  Middle Office  Determine if staff, systems, and management skill sets are sufficient for  valuing and transacting new product.  Middle Office    Determine physical disposal or financial settlement requirements.  Front Office & Back  Office  Determine stress test requirements for new product.  Middle Office  Define how stress testing must be performed (frequency, scope,  independent source).  Middle Office     Financial   Define the capital requirements (exchange margin or collateral) of the  new product.  Front Office &  Middle Office  Determine contract documentation required.  Front Office &  Middle Office     Accounting, Tax, and Regulations   Identify applicable U.S. and local regulatory restrictions for new product. Back Office/City  Finance  Determine regulatory compliance requirements, if any, for new product.  Middle Office &  Back Office/City  Finance  Energy Risk Management Policy    Page 53        Review accounting policies and approve proposed treatment.  Back Office/City  Finance  Determine audit requirements.  Back Office/City  Finance  Consider tax consequences of new product.  Back Office/City  Finance     Policy   Verify counterparty authority to enter into contract for new product.  Middle Office  Develop and implement monitoring and review procedures to ensure  Policy compliance.  Middle Office  Define procedures and responsibilities for independent verification of  positions and market valuation inputs (prices, and volatilities if  applicable).  Middle Office  Determine impact on position/risk limits/hedge targets  Middle Office  Determine and define procedures for confirmation and reconciliation of  new product.  Middle Office  Verify that all groups involved in new product transaction procedures can  handle anticipated transaction volume.  Middle Office  Determine and define management reporting requirements.  Middle Office       Energy Risk Management Policy    Page 54        Appendix H ENERGY RISK MANAGEMENT POLICY  ACKNOWLEDGEMENT FORM    The purpose of this form is to confirm that City of Denton employees involved with the  Energy  Portfolio  Management  program  have  received,  read,  and  understand  DME’s  Energy  Risk  Management  Policy  and  appendices,  and  the  City  of  Denton  policies  regarding employee conduct.           Employee Name:   _______________________________    Title:       _______________________________     Department:    _______________________________     Supervisor:     _______________________________         My signature below confirms that I have received, read and understand DME’s Energy  Risk Management Policy and appendices, and the City of Denton policies regarding  employee  conduct.  I  understand  that  my  violation  of  the  Risk  Policy  may  result  in  disciplinary action that may include termination of my employment with the City of  Denton.      _______________________________   Signature of Employee      _______________________________   Date