New York v. Federal Energy Regulatory Commission

13‐2316‐ag
New York v. FERC
In the
United States Court of Appeals
For the Second Circuit
________________
August Term, 2014
(Argued: November 20, 2014                  Decided: April 22, 2015)
Docket No. 13‐2316‐ag
________________
PEOPLE OF THE STATE OF NEW YORK and THE PUBLIC SERVICE COMMISSION OF THE
STATE OF NEW YORK,
Petitioners,
—v.—
FEDERAL ENERGY REGULATORY COMMISSION,
Respondent,
THE AMERICAN PUBLIC POWER ASSOCIATION (APPA); THE NATIONAL RURAL
ELECTRIC COOPERATIVE ASSOCIATION (NRECA); THE TRANSMISSIONS ACCESS
POLICY STUDY GROUP (TAPS); THE NATIONAL ASSOCIATION OF REGULATORY
UTILITY COMMISSIONERS (NARUC); PUBLIC UTILITY DISTRICT NO. 1 OF SNOHOMISH
COUNTY, WASHINGTON; and NORTH AMERICAN ELECTRIC RELIABILITY
CORPORATION,
Intervenors.
________________
1
Before:
KEARSE, JACOBS, and RAGGI, Circuit Judges.
________________
Petition  for  review  of  final  orders  of  the  Federal  Energy  Regulatory
Commission  adopting  standards  and  procedures  for  determining  which  power
distribution  facilities  are  subject  to  the  agency’s  regulatory  jurisdiction  and
which  facilities  fall  within  the  statutory  exception  for  “local  distribution  of
electric  energy.”    Petitioners  contend  that  the  standards  and  procedures  are  an
unreasonable  interpretation  of  the  agency’s  statutory  grant  of  jurisdiction.    See
Chevron, U.S.A., Inc. v. Natural Res. Def. Council, Inc., 467 U.S. 837 (1984).  They
further challenge the standards and procedures as arbitrary and capricious under
the Administrative Procedure Act.  See 5 U.S.C. § 706.
PETITION DENIED.
Judge JACOBS concurs in the judgment in a separate opinion.
________________
JOHN  C.  GRAHAM,  Assistant  Counsel  (Kimberly  A.  Harriman,
General  Counsel,  on  the  brief),  Public  Service  Commission  of
the State of New York, Albany, New York, for Petitioners.
CAROL  J.  BANTA,  Senior  Attorney  (David  L.  Morenoff,  General
Counsel;  Robert  H.  Solomon,  Solicitor,  on  the  brief),  Federal
Energy  Regulatory  Commission,  Washington,  D.C.,  for
Respondent.
2
James  Bradford  Ramsay,  General  Counsel;  Holly  Rachel  Smith,
Assistant  General  Counsel,  National  Association  of
Regulatory  Utility  Commissioners,  Washington,  D.C.,  for
Intervenor  National  Association  of  Regulatory  Utility
Commissioners.
Ellen M. Dunn, Sutherland Asbill & Brennan LLP, New York, New
York, for Intervenor North American Electric Reliability Corp.
________________
REENA RAGGI, Circuit Judge:
The State of New York and the Public Service Commission of the State of
New  York  (collectively, “New  York”)  petition  this  court  for  review  of  two  final
orders  of  the  Federal  Energy  Regulatory  Commission  (“FERC”),  insofar  as  the
orders  adopt  standards  and  procedures  for  determining  which  power
distribution  facilities  are  subject  to  the  agency’s  regulatory  jurisdiction  and
which facilities fall within the statutory exception for local distribution of electric
energy.    See  Revisions  to  Electric  Reliability  Organization  Definition  of  Bulk
Electric  System,  Order  No.  773,  141  FERC  ¶  61,236  (2012),  clarified  and  reh’g
denied, Order No. 773‐A, 143 FERC ¶ 61,053 (2013).  New York contends that the
standards  and  procedures  are  an  unreasonable  interpretation  of  the  agency’s
statutory  grant  of  jurisdiction.    See  Chevron,  U.S.A.,  Inc.  v.  Natural  Res.  Def.
Council,  Inc.,  467  U.S.  837  (1984).    It  further  challenges  the  standards  and
3
procedures as arbitrary and capricious under the Administrative Procedure Act.
See  5  U.S.C.  §  706.    We  conclude  that  these  arguments  are  without  merit  and,
therefore, deny the petition for review.
I. Background
A. The Governing Statute and Regulatory Regime
The Federal Power Act, as amended in 1935, see Pub. L. No. 74‐333, tit. II,
49 Stat. 803, 838–54 (1935) (codified at 16 U.S.C. § 792 et seq.), grants the Federal
Power  Commission,  and  now  its  successor  agency  FERC,  regulatory  authority
over  interstate  aspects  of  the  nation’s  electric  power  system.    See  16  U.S.C.
§ 824(a).  Congress specifically excluded from this jurisdictional grant “facilities
used  in  local  distribution  or  only  for  the  transmission  of  electric  energy  in
intrastate commerce.”  Id. § 824(b)(1).  Regulation of these exempted facilities is
reserved  to  the  states.    See,  e.g.,  New  York  v.  FERC,  535  U.S.  1,  22  (2002);
Connecticut Light & Power Co. v. Fed. Power Comm’n, 324 U.S. 515, 518 (1945).
The  statute  does  not  define  “facilities  used  in  local  distribution.”    Thus,  from
1996 until the time of the challenged orders, FERC employed a seven‐factor test
4
(set out in the margin1) to identify facilities falling within the statutory exemption
from jurisdiction.  See New York v. FERC, 535 U.S. at 23.
For many years, FERC exercised its statutory jurisdiction essentially as an
economic regulator, overseeing the market for the sale of electricity in interstate
commerce.  See 16 U.S.C. § 824; see also Connecticut Light & Power Co. v. Fed.
Power  Comm’n,  324  U.S.  at  524  (observing  that  purpose  of  Federal  Power  Act
“was primarily to regulate the rates and charges of the interstate energy”).  After
1  The seven indicators of local jurisdiction are as follows:
(1)  Local  distribution  facilities  are  normally  in  close  proximity  to
retail customers.
(2) Local distribution facilities are primarily radial in character.
(3)  Power  flows  into  local  distribution  systems;  it  rarely,  if  ever,
flows out.
(4)  When  power  enters  a  local  distribution  system,  it  is  not
reconsigned or transported on to some other market.
(5) Power  entering  a  local  distribution  system  is  consumed  in  a
comparatively restricted geographical area.
(6)  Meters  are  based  at  the  transmission/local  distribution  interface
to measure flows into the local distribution system.
(7) Local distribution systems will be of reduced voltage.
Promoting  Wholesale  Competition  Through  Open  Access  Non‐Discriminatory
Transmission  Services  by  Public  Utilities  and  Recovery  of  Stranded  Costs  by
Public  Utilities  and  Transmitting  Utilities,  Order  No.  888,  FERC  Stats.  &  Regs.
¶ 31,036,  61  Fed.  Reg.  21,540,  21,620  (1996).    The  agency  also  signaled  a
willingness  to  consider  state  regulators’  recommendations  as  to  where  to  draw
this jurisdictional line.  See id. at 21,625–27.
5
the northeast United States experienced a large‐scale blackout in the summer of
2003, however, Congress expanded FERC’s regulatory authority by enacting the
Electricity  Modernization  Act  of  2005,  Pub.  L.  No.  109‐58,  tit.  XII,  119  Stat.  594,
941–86  (2005).    That  Act  authorizes  FERC  to  adopt  and  enforce  mandatory
technical reliability standards for facilities that make up the national energy grid.
See  16  U.S.C.  § 824o  (authorizing  FERC  to  impose  reliability  standards  on
facilities  that  comprise  “bulk‐power  system,”  defined  to  include  “facilities  and
control  systems  necessary  for  operating  an  interconnected  electric  energy
transmission  network”).    The  Act  does  not  require  FERC  to  develop  these
standards for itself.  Rather, it directs FERC to certify an outside organization to
develop such standards subject to agency approval.  See 16 U.S.C. § 824o(c), (d).
To  fill  this  role,  FERC  certified  North  American  Electric  Reliability  Corporation
(“NERC”),  an  organization  that  had  previously  developed a  series  of voluntary
technical standards for the industry.2
At the same time, however, the statute maintains the Federal Power Act’s
jurisdictional  exception  by  specifying  that  the  bulk‐power  system  “does  not
2   NERC  now  intervenes  in  this  action  and  has  filed  a  brief  in  support  of  FERC.
Intervenor National Association of Regulatory Utility Commissioners has filed a
brief in support of petitioners’ challenge to the FERC orders at issue.
6
include facilities used in the local distribution of electric energy.”  Id. § 824o(a)(1).
Again,  the  statute  neither  defines  “facilities  used  in  .  .  .  local  distribution”  nor
instructs as to how such facilities should be identified.
B. Development of the Challenged Orders
In  2007,  FERC  adopted  a  number  of  reliability  standards  proposed  by
NERC.  See Mandatory Reliability Standards for the Bulk‐Power System, Order
No.  693,  118  FERC  ¶  61,218  (2007).    In  so  doing,  however,  FERC  expressed
concern  that  NERC’s  proposed  method  for  identifying  facilities  subject  to  the
new  standards—which  involved  deferring  to  the  determinations  of  various
regional  councils—left  gaps  in  coverage  that  would  defeat  the  Electricity
Modernization  Act’s  goal  of  ensuring  a  stable  and  reliable  nationwide  power
grid.  See id. ¶ 61,218, at ¶¶ 75–81.  FERC therefore directed NERC to revise its
proposed  definition  of  the  bulk  electric  system3  to  eliminate  regional  discretion
and, instead, to establish a uniform set of rules that include an operating voltage
threshold,  specific  facility  configurations  to  be  included  or  excluded  from  the
bulk  electric  system  notwithstanding  their  operating  voltage,  and  a  process  for
3   “Bulk  electric  system”  is  an  industry  term  of  art  that  differs  slightly  from  the
statutory  “bulk‐power  system,”  but  not  in  ways  relevant  to  this  opinion.    See
Order No. 693, 118 FERC ¶ 61,218, at ¶ 76.
7
facilities  to  seek  exemptions  from  the  regulations.    See  Revision  to  Electric
Reliability  Organization  Definition  of  Bulk  Electric  System,  Order  No.  743,  133
FERC ¶ 61,150, at ¶ 30 (2010).  Various entities, including New York, argued that
FERC’s directive would result in the agency exceeding its regulatory jurisdiction
by presumptively subjecting local distribution facilities operating above a default
voltage  threshold  to  federal  regulation.    FERC  rejected  this  argument  and
proceeded  with  its  directive,  clarifying  that  NERC  would  also  develop  criteria
for  determining  which  facilities  operating  above  the  default  threshold  might
nevertheless  qualify  for  the  local  distribution  exclusion,  and  that  FERC  itself
would conduct a factual inquiry on exemption where specified criteria failed to
yield  a  determinative  answer  as  to  whether  a  facility  was  engaged  in  local
distribution.  See Revision to Electric Reliability Organization Definition of Bulk
Electric System, Order No. 743‐A, 134 FERC ¶ 61,210, at ¶¶ 18–25 (2011).
In  early  2012,  NERC  submitted  its  new  proposed  standards  and
procedures for identifying facilities within the bulk electric system, which FERC
proceeded to publish for industry and public comment.  See Revision to Electric
Reliability  Organization  Definition  of  Bulk  Electric  System  and  Rules  of
Procedure,  Notice  of  Proposed  Rulemaking,  139  FERC  ¶  61,247  (2012).
8
Approximately 60 persons and entities commented, including New York, which
again  voiced  objections.    Nevertheless,  in  December  2012,  FERC  issued  Order
773,  the  first  of  the  orders  here  at  issue.    That  order  essentially  adopts  NERC’s
proposed standards and procedures for identifying power transmission facilities
that are part of the bulk electric system subject to federal regulation.  See Order
No. 773, 141 FERC ¶ 61,236, at ¶¶ 1–4.  These standards and procedures may be
grouped into three categories.
First,  any  facility  with  an  operating  voltage  at  or  exceeding  100  kilovolts
(“kV”)  is  presumed  to  be  part  of  the  nation’s  bulk  electric  system,  while  any
facility  with  a  lower  operating  voltage  is  presumed  to  be  engaged  in  local
distribution.  See id. ¶ 61,236, at ¶ 67 (observing that “this threshold will remove
from the bulk electric system the vast majority of facilities that are used in local
distribution, which tend to be operated at lower, sub‐100 kV voltages”).
Second,  notwithstanding  these  presumptions,  the  order  specifies  five
facility configurations that are to be included in the bulk electric system, and four
configurations  that  are  to  be  excluded  therefrom,  regardless  of  their  operating
voltages.    See  id.    One  exclusion  in  particular,  “E3,”  identifies  facilities  that
operate  at  over  100  kV  but,  nevertheless,  constitute  a  local  network.    The
9
descriptions  of  the  inclusions  and  exclusions,  which  are  detailed  and  quite
technical, are reproduced in the margin.4
4  The five inclusions are as follows:
I1  –  Transformers  with  the  primary  terminal  and  at  least  one
secondary  terminal  operated  at  100  kV  or  higher  unless  excluded
under Exclusion E1 or E3.
I2  –  Generating  resource(s)  with  gross  individual  nameplate  rating
greater  than  20  MVA  or  gross  plant/facility  aggregate  nameplate
rating  greater  than  75  MVA  including  the  generator  terminals
through  the  high‐side  of  the  step‐up  transformer(s)  connected  at  a
voltage of 100 kV or above.
I3  –  Blackstart  Resources  identified  in  the  Transmission  Operator’s
restoration plan.
I4  –  Dispersed  power  producing  resources  with  aggregate  capacity
greater than 75 MVA (gross aggregate nameplate rating) utilizing a
system  designed  primarily  for  aggregating  capacity,  connected  at  a
common point at a voltage of 100 kV or above.
I5  –  Static  or  dynamic  devices  (excluding  generators)  dedicated  to
supplying or absorbing Reactive Power that are connected at 100 kV
or  higher,  or  through  a  dedicated  transformer  with  a  high‐side
voltage  of  100  kV  or  higher,  or  through  a  transformer  that  is
designated in Inclusion I1.
Order No. 773, 141 FERC ¶ 61,236, at ¶ 13.
The four exclusions are as follows:
10
E1 – Radial systems:  A group of contiguous transmission Elements
that emanates from a single point of connection of 100 kV or higher
and:
a) Only serves Load.  Or,
b) Only  includes  generation  resources,  not  identified  in
Inclusion I3, with an aggregate capacity less than or equal
to 75 MVA (gross nameplate rating).  Or,
c) Where  the  radial  system  serves  Load  and  includes
generation resources, not identified in Inclusion I3, with an
aggregate  capacity  of  non‐retail  generation  less  than  or
equal to 75 MVA (gross nameplate rating).
Note – A normally open switching device between radial systems, as
depicted on prints or one‐line diagrams for example, does not affect
this exclusion.
E2  –  A  generating  unit  or  multiple  generating  units  on  the
customer’s side of the retail meter that serve all or part of the retail
Load with electric energy if:  (i) the net capacity provided to the BES
does  not  exceed  75  MVA;  and  (ii)  standby,  back‐up,  and
maintenance  power  services  are  provided  to  the  generating  unit  or
multiple  generating  units  or  to  the  retail  Load  by  a  Balancing
Authority,  or  provided  pursuant  to  a  binding  obligation  with  a
Generator  Owner  or  Generator  Operator,  or  under  terms approved
by the applicable regulatory authority.
E3  –  Local  networks  (LN):    A  group  of  contiguous  transmission
Elements  operated  at  or  above  100  kV  but  less  than  300  kV  that
distribute power to Load rather than transfer bulk‐power across the
interconnected  system.    LN’s  emanate  from  multiple  points  of
connection  at  100  kV  or  higher  to  improve  the  level  of  service  to
retail  customer  Load  and  not  to  accommodate  bulk‐power  transfer
across the interconnected system.  The LN is characterized by all of
the following:
11
Third, even if, at the first two steps of analysis, a facility appears to come
within  FERC’s  regulatory  jurisdiction,  the  order  affords  two  avenues  for
individualized  review.    One  permits  a  facility  falling  within  federal  jurisdiction
to  seek  a  technical  exemption  from  the  reliability  requirements,  a  case‐by‐case
decision initially made by NERC but appealable on application to FERC.  See id.
¶ 61,236,  at  ¶¶ 27,  238,  269.    Separate  and  independent  from  that  process,  a
facility  that  thinks  it  is  engaged  in  local  distribution,  and  that  is  not  already
a) Limits  on  connected  generation:    The  LN  and  its
underlying  Elements  do  not  include  generation  resources
identified  in  Inclusion  I3  and  do  not  have  an  aggregate
capacity  of  non‐retail  generation  greater  than  75  MVA
(gross nameplate rating);
b) Power flows only into the LN and the LN does not transfer
energy originating outside the LN for delivery through the
LN; and
c) Not part of a Flowgate or transfer path:  The LN does not
contain  a  monitored  Facility  of  a  permanent  Flowgate  in
the  Eastern  Interconnection,  a  major  transfer  path  within
the  Western  Interconnection,  or  a  comparable  monitored
Facility  in  the  ERCOT  or  Quebec  Interconnections,  and  is
not  a  monitored  Facility  included  in  an  Interconnection
Reliability Operating Limit (IROL).
E4  –  Reactive  Power  devices  owned  and  operated  by  the  retail
customer solely for its own use.
Id. ¶ 61,236, at ¶ 18.
12
excluded  from  FERC  jurisdiction  at  the  first  two  steps  of  analysis,  can  petition
FERC for an individualized determination of jurisdiction.  That determination is
made by reference to all relevant factors, including those set forth in the earlier
seven‐factor  test.    Further,  notice‐and‐comment  procedures  are  employed  in
making the decision, thereby allowing all interested parties to be heard.  See id.
¶ 61,236, at ¶¶ 66, 69–73.
Challenged  Order  773  is  subject  to  a  two‐year  “grace  period,”  affording
parties  time  to  plan  for  and  implement  the  reliability  requirements,  to  request
technical exemptions therefrom, and to petition for individualized jurisdictional
review.  A subsequent order has extended that grace period to July 1, 2016.  See
Revisions  to  Electric  Reliability  Organization  Definition  of  Bulk  Electric  System
and Rules of Procedure, 143 FERC ¶ 61,231 (2013).
New  York  unsuccessfully  sought  rehearing  on  Order  773,  see  Order  No.
773‐A,  143  FERC  ¶ 61,053,  whereupon  it  timely  filed  the  instant  petition  for
review of both Orders 773 and 773‐A.
II. Discussion
New York’s petition for review asserts two claims.  First, New York argues
that  the  challenged  orders  unreasonably  construe  FERC’s  statutory  jurisdiction
13
by  (a) using  an  operating  voltage  threshold  that  sweeps  into  the  national  bulk
electric  system  some  exempt  facilities  engaged  in  local  distribution;  and
(b) employing  impermissible  procedures  to  identify  exempt  facilities  only  after
already  exercising  jurisdiction,  while  then  requiring  facilities  to  shoulder  the
burden of demonstrating their exemption from FERC jurisdiction.  See Chevron,
U.S.A.,  Inc.  v.  Natural  Res.  Def.  Council,  Inc.,  467  U.S.  837.    Second,  New  York
asserts that the challenged standards and procedures are arbitrary and capricious
under the Administrative Procedure Act.  See 5 U.S.C. § 706.
A. The Chevron Challenge to FERC’s Interpretation of its Jurisdiction
As  New  York  recognizes,  because  it  challenges  FERC’s  interpretation  of
jurisdiction conferred by statutes that the agency is charged with administering,
our  review  properly  follows  the  two‐step  analysis  outlined  in  Chevron,  U.S.A.,
Inc.  v.  Natural  Resources  Defense  Council,  Inc.,  467  U.S.  837.    See  City  of
Arlington, Tex. v. FCC, 133 S. Ct. 1863, 1868–69 (2013) (holding Chevron analysis
applicable to agency’s determination of its own statutory jurisdiction).5
5   Judge  Jacobs  submits  that  Chevron  review  is  unwarranted  because  “New
York’s  challenge  is  not  that  the  100‐kV  threshold  is  a  definition  of  ‘local
distribution.’”    Jacobs,  J.,  Op.  Concurring  in  Judgment,  post  at  [2]  (emphasis  in
original).    The  challenged  operating  voltage  threshold,  however,  is  part  of  a
14
At  step  one,  we  look  to  whether  “Congress  has  directly  spoken  to  the
precise question at issue” because, if “the intent of Congress is clear, that is the
end of the matter.”  Chevron, U.S.A., Inc. v. Natural Res. Def. Council, Inc., 467
definition  of  “bulk  electric  system,”  as  stated  in  the  first  paragraph  of  the
challenged order:
[T]he Commission approves modifications to the currently‐effective
definition of ‘bulk electric system’ . . . .  The Commission finds that
the modified definition of ‘bulk electric system’ improves upon the
currently‐effective  definition  by  establishing  a  bright‐line  threshold
that includes all facilities operated at or above 100 kV and removing
language  that  allows  for  broad  regional  discretion.    The  modified
definition  also  provides  improved  clarity  by  identifying  specific
categories  of  facilities  and  configurations  as  inclusions  and
exclusions to the definition of ‘bulk electric system.’
Order No. 773, 141 FERC ¶ 61,236, at ¶ 1 (emphases added).  Because the “bulk
electric  system”  cannot,  by  statute,  include  “facilities  used  in  .  .  .  local
distribution,”  16  U.S.C.  § 824o(a)(1),  the  definition  given  to  the  former  term
necessarily  draws  the  boundary  of  the  latter.    Indeed,  New  York  frames  the
question  before  this  court  as  “[w]hether  FERC  has  adopted  a  definition  of  the
‘bulk electric system’ that sweeps in components ‘used in the local distribution of
electric  energy’  which  are  expressly  excluded  from  its  jurisdiction  by  16  U.S.C.
§ 824o(a)(1).”    Pet’r’s  Br.  1.    And  elsewhere,  New  York  explicitly  requests
Chevron review:  “This Court should review FERC’s interpretation of its electric
power  transmission  reliability  jurisdiction  under  the  standards  set  forth  in
Chevron . . . .”    Id.  at  13.    While  Judge  Jacobs  observes  that  New  York  cites
Chevron only twice in its principal brief, Vermont Yankee Nuclear Power Corp.
v. Natural Resource Defense Council, Inc., 435 U.S. 519 (1978)—the source for his
preferred  standard  of  review—is  cited  not  at  all.    Nevertheless,  because  Judge
Jacobs  concludes  that  Vermont  Yankee  also  supports  denial  of  the  petition,  the
panel judgment is unanimous.
15
U.S.  at  842;  accord  United  States  v.  Home  Concrete  &  Supply,  LLC,  132  S.  Ct.
1836,  1843–44  (2012)  (holding  that  judicial  identification  of  clear  congressional
intent in statutory text precludes agency from adopting different interpretation);
New York ex rel. N.Y. State Office of Children & Family Servs. v. U.S. Dep’t of
Health & Human Servs., 556 F.3d 90, 92, 97 (2d Cir. 2009) (same).  New York does
not—and  cannot—contend  that  its  challenge  to  FERC’s  interpretation  of  its
statutory jurisdiction can be resolved at this step of analysis.  As already noted,
the  Federal  Power  Act  does  not  define  “facilities  used  in  local  distribution  or
only  for  the  transmission  of  electric  energy  in  intrastate  commerce.”    16  U.S.C.
§ 824(b)(1).    Nor  does  the  Electricity  Modernization  Act  clearly  identify
transmission  facilities  “used  in  the  local  distribution  of  electric  energy.”    Id.
§ 824o(a)(1).
Where  statutes  are  thus  “silent  or  ambiguous  with  respect  to  the  specific
issue”  in  dispute,  a  court  must  proceed  to  step  two  of  Chevron  analysis.
Chevron, U.S.A., Inc. v. Natural Res. Def. Council, Inc., 467 U.S. at 843.  At that
step, we deem Congress to have delegated the resolution of statutory ambiguity
to  the  administering  agency,  so  that  our  judicial  task  is  simply  to  determine
“whether  the  agency’s  answer  is  based  on  a  permissible  construction  of  the
16
statute.”  Id.; accord City of Arlington, Tex. v. FCC, 133 S. Ct. at 1868 (stating that
question court faces when confronted with challenge to “agency’s interpretation
of  a  statute  it  administers  is  always,  simply,  whether  the  agency  has  stayed
within  the  bounds  of  its  statutory  authority”  (emphasis  omitted));  Torres  v.
Holder,  764  F.3d  152,  158  (2d  Cir.  2014)  (approving  Board  of  Immigration
Appeals’  interpretation  of  Immigration  and  Nationality  Act).    That  inquiry  is
deferential,  asking  only  whether  the  agency’s  interpretation  is  “reasonable,”
while  “respect[ing]  legitimate  policy  choices”  made  by  the  agency.    Chevron,
U.S.A.,  Inc.  v.  Natural  Res.  Def.  Council,  Inc.,  467  U.S.  at  843–44,  866;  accord
National Cable & Telecomms. Ass’n v. Brand X Internet Servs., 545 U.S. 967, 986
(2005) (describing Chevron step two as asking whether agency’s construction is a
“reasonable  policy  choice”  (internal  quotation  marks  omitted));  McNamee  v.
Dep’t  of  the  Treasury,  488  F.3d  100,  105  (2d  Cir.  2007)  (same);  see  also
Transmission  Access  Policy  Study  Grp.  v.  FERC,  225  F.3d  667,  696  (D.C.  Cir.
2000)  (according  Chevron  deference  to  FERC’s  interpretation  of  Federal  Power
Act’s  exception  for  “facilities  used  in  local  distribution,”  16  U.S.C.  §  824(b)(1),
because phrase is undefined and ambiguous), aff’d sub nom. New York v. FERC,
535 U.S. 1.
17
1. The 100 kV Standard
New York contends that adoption of a 100 kV threshold to define the bulk
electric  system  is  an  unreasonable  construction  of  FERC’s  statutory  jurisdiction
because  the  system,  so  defined,  can  include  facilities  engaged  in  local
distribution,  which  are  exempt  from  FERC  jurisdiction.    The  argument  might
persuade  if  FERC  treated  operation  at  100  kV  or  greater  as  determinative  of
jurisdiction.  In fact, it does not.
As an initial matter, FERC’s choice of the 100 kV threshold is grounded in
NERC findings that “the vast majority of 100 kV and above facilities” operate in
interconnected transmission networks within the national power grid.  See Order
No.  773,  141  FERC  ¶  61,236,  at  ¶ 41.    New  York  does  not  challenge  this  factual
finding.    Further,  the  100  kV  threshold  is  used  only  to  set  a  preliminary
jurisdictional  boundary,  which  is  always  subject  to  generally  applicable
adjustments  and,  upon  request,  to  individualized  ones.    The  nine  generally
applicable adjustments, see supra note 4, are based on pre‐defined inclusions and
exclusions from the bulk electric system without regard to the operating voltage
threshold.    The  two  individualized  adjustments  (1)  afford  facilities  subject  to
federal jurisdiction technical exemption from reliability requirements, or—more
18
relevant  here—(2) provide  for  FERC  to  conduct  a  holistic  review  of  whether  a
particular  facility  is  used  in  local  distribution  so  as  to  fall  outside  federal
jurisdiction.    In  sum,  when  the  100 kV threshold  is  properly  understood  in  this
context—as  a  preliminary,  not  determinative,  factor—it  does  not  signal  FERC’s
unreasonable  construction  of  its  regulatory  jurisdiction  to  extend  to  local
distribution facilities operating above a 100 kV threshold.
Nor  is  a  different  conclusion  warranted  by  New  York’s  assertion  that
FERC  established  the  100  kV  threshold  more  to  further  its  policy  interest  in
uniform  reliability  standards  than  accurately  to  delineate  between  facilities
subject to and exempt from its regulatory jurisdiction.  Whatever policy interests
may have animated FERC’s challenged orders, our singular concern on Chevron
review is whether FERC acted unreasonably in employing a 100 kV threshold to
clarify  an  otherwise  ambiguous  statutory  distinction  between  power  facilities
over  which  it  does  and  does  not  have  regulatory  jurisdiction.    Because  there  is
record support for the selection of a 100 kV threshold as an initial standard, and
because  that  standard  is  not  determinative  but  subject  to  general  and
individualized adjustments, we conclude that FERC did not act unreasonably in
19
including such a threshold within a larger scheme of standards and procedures
for clarifying its statutory jurisdiction.
2. Procedural Challenges
New  York  argues  that  FERC’s  unreasonable  construction  of  its  statutory
jurisdiction  is  further  evident  in  the  defective  procedures  it  proposes  to  use  to
distinguish  facilities  subject  to  and  exempt  from  that  jurisdiction.    New  York
carries  a  heavy  burden  in  making  this  argument  because  judicial  review  of  the
procedure  an  agency  fashions  to  discharge  its  statutory  duties  is  generally
deferential.    See  Vermont  Yankee  Nuclear  Power  Corp.  v.  Natural  Res.  Def.
Council,  Inc.,  435  U.S.  519,  543–44  (1978)  (“Absent  constitutional  constraints  or
extremely  compelling  circumstances  the  administrative  agencies  should  be  free
to  fashion  their  own  rules  of  procedure  and  to  pursue  methods  of  inquiry
capable  of  permitting  them  to  discharge  their  multitudinous  duties.”  (internal
quotation marks omitted)).
Here, New York faults the challenged orders for not requiring an express
factual  finding  that  a  given  facility  is  not  used  in  local  distribution  as  a
precondition  to  the  exercise  of  federal  jurisdiction.    It  contends  that  the  orders
also  impermissibly  require  facilities  to  shoulder  the  burden  of  proving  their
20
exemption  from  federal  regulatory  jurisdiction.    New  York  further  complains
that  the  orders  provide  for  only  facilities—not  state  regulators—to  petition  for
individualized  review  of  jurisdiction.    Intervenor  National  Association  of
Regulatory  Utility  Commissioners  (“NARUC”)  adds  that  FERC  unreasonably
construes its jurisdiction in requiring a facility to apply to NERC for a technical
exemption  before  petitioning  FERC  for  an  individualized  assessment  of
jurisdiction.  None of these arguments persuades.
Before  discussing  each  argument  in  turn,  we  note  New  York’s  general
reliance on two cases to challenge Order 773’s procedural structure:  Connecticut
Light  &  Power  Co.  v.  Federal  Power  Commission,  324  U.S.  515,  and  Federal
Power  Commission  v.  Florida  Power  &  Light  Co.,  404  U.S.  453  (1972).
Connecticut  Light  &  Power  emphasizes  the  need  for  “explicit”  agency  findings
excluding the local distribution exception to federal regulatory jurisdiction so as
to “give[] assurance that the bounds of federal jurisdiction have been accurately
understood  and  fully  respected.”    324  U.S.  at  532.    Not  only  had  the  agency  in
that  case  failed  to  make  any  such  findings,  but  also,  the  Supreme  Court
“doubt[ed]  whether  by  application  of  the  statute  as  herein  construed  it  could
have done so.”  Id.
21
In  Florida  Power  &  Light,  the  Supreme  Court  held  that  regulatory
jurisdiction  under  the  Federal  Power  Act  can  be  exercised  “only  if  there  is
substantial evidentiary support for the Commission’s conclusion” that interstate
transfer  of  electricity  had  occurred.    404  U.S.  at  458.    The  Court  ruled  that
persuasive expert opinion supported by empirical evidence, even if not rising to
the level of certainty, can satisfy this requirement.  See id. at 459, 463–67.
These  propositions—that  in  the  face  of  a  statutory  exception,  FERC  must
support  its  exercise  of  jurisdiction  by  explicit  findings,  and  that  those  findings
must be based on substantial evidence—undoubtedly control here.  See 16 U.S.C.
§ 824(b) (“The Commission . . . shall not have jurisdiction . . . over facilities used
in local distribution . . . .”); id. § 825l(b) (“The finding of the Commission as to the
facts, if supported by substantial evidence, shall be conclusive.”).  But New York
errs  in  construing  the  challenged  orders  to  allow  FERC  to  exercise  jurisdiction
without complying with these mandates.
First, the orders do not provide for FERC to exercise regulatory jurisdiction
before determining whether a facility falls within the statute’s local distribution
exception.  Rather, the orders establish a procedure for the factfinding requisite
22
to  the  exercise  of  such  jurisdiction.6    Pursuant  thereto,  the  threshold  finding  of
100 kV operation is followed by further factfinding as to five specified inclusions
and four exclusions.  Moreover, the factfinding process continues still further if a
facility not found within the local distribution exception after operating voltage
and configuration consideration petitions FERC for individualized review.  Only
if  this  assessment,  subject  to  the  full  notice‐and‐comment  process,  reveals  that
the facility is part of the bulk electric system and not within the local distribution
exception, will federal regulatory jurisdiction be exercised.
In  sum,  the  challenged  orders  do  not  authorize  FERC  to  regulate  any
facility  in  advance  of  a  factually  supported,  explicit  determination  of
jurisdiction.7
6  The record is not clear as to whether FERC conducts this factfinding proactively
for  every  facility  or,  instead,  undertakes  the  process  only  at  the  time  of  an
enforcement action.  We do not pursue that question further on the record before
us.  We conclude simply that the challenged orders, on their face, do not relieve
the  agency  of  its  obligation  to  undertake  the  factfinding  necessary  to  exercise
jurisdiction.
7  New  York  professes  concern  that  the  two‐year  grace  period  operates  as  a
deadline  beyond  which  facilities  will  have  waived  their  right  to  petition  for
further review of jurisdiction.  The argument finds no support in the challenged
orders, which do not prevent a facility from petitioning for further review after
the grace period concludes or from raising lack of jurisdiction as a defense in an
23
Second,  contrary  to  New  York’s  assertion,  the  fact  that  a  facility  must
petition  for  an  individualized  assessment  of  jurisdiction  under  the  challenged
orders  does  not  mean  that  the  facility  bears  the  burden  of  proving  that  it  falls
within an exception to jurisdiction.  Certainly, no language in the orders imposes
such  a  burden  on  facilities,  and  FERC  disclaims  it  in  its  brief  to  this  court.    See
Resp’t’s  Br.  36  (“[C]ontrary  to  New  York’s  argument  .  .  .  ,  the  Commission  has
not  impermissibly  shifted  the  burden  of  determining  its  jurisdiction.”).
Accordingly,  we  identify  no  unreasonable  construction  of  FERC  jurisdiction  in
the petitioning process.8
enforcement proceeding.  Indeed, at oral argument, FERC specifically disavowed
a  contrary  reading  of  the  orders.    See Oral Arg.  Tr.  at 12:2–25.    We do  not  here
consider  what,  if  any,  temporal  limitations  might  reasonably  be  placed  on
petitions  for  further  review  where  the  operating  voltage  threshold  and
inclusion/exclusion assessments demonstrate jurisdiction.  We conclude only that
there  is  no  merit  in  New  York’s  argument  that  the  challenged  orders  permit
FERC  to  exercise  regulatory  jurisdiction  without  first  determining  whether  a
facility falls within the statutory exception for local distribution.
8 We are not convinced that precedent forecloses federal agencies from requiring
proponents  of  exceptions  to  federal  regulatory  jurisdiction  to  demonstrate  their
entitlement  to  the  exception.    See  generally  Vermont  Yankee  Nuclear  Power
Corp. v. Natural Res. Def. Council, Inc., 435 U.S. at 543–44.  We do not pursue the
point  further  here  because,  as  noted  in  text,  FERC  denies  that  facilities
petitioning for individualized assessments bear the burden of demonstrating that
they fall within the local distribution exception to jurisdiction.
24
Third,  New  York  complains  that  FERC  permits  only  facility  owners,  not
state  regulators  acting  on  behalf  of  a  facility,  to  petition  for  an  individualized
assessment  of  jurisdiction.    This  particular  argument  is  not  properly  before  us
because  New  York  did  not  raise  it  before  FERC.    See  16  U.S.C.  §  825l(b)  (“No
objection to the order of the Commission shall be considered by the court unless
such  objection  shall  have  been  urged  before  the  Commission  in  the  application
for  rehearing  unless  there  is  reasonable  ground  for  failure  to  do  so.”).    In  its
petition for rehearing of Order 773, New York argued that FERC should not be
excluding state regulators from the local distribution determination process.  In
denying  rehearing,  FERC  clarified  that  the  challenged  orders  effect  no  such
exclusion.    To  the  contrary,  because  a  requested  individualized  assessment  of
jurisdiction is made via the notice‐and‐comment process, all interested parties—
including state regulators—are afforded the opportunity to be heard.  See Order
No. 773‐A, 143 FERC ¶ 61,053, at ¶¶ 98–105.  New York never argued that FERC
was  obligated  to  allow  state  regulators  to  file  petitions  for  individual
jurisdictional determinations, rather than merely to allow them to participate in
such  proceedings  once  initiated  by  a  facility,  and  offers  no  “reasonable  ground
for  [its]  failure  to  do  so.”    16  U.S.C.  § 825l(b).    Accordingly,  the  statutory
25
exhaustion  requirement  precludes  us  from  considering  that  argument  for  the
first time here.
Fourth,  intervenor  NARUC’s  procedural  complaint  that  FERC  requires
facilities  to  apply  to  NERC  for  a  technical  exemption  before  they  can  petition
FERC for an individualized determination of jurisdiction merits little discussion.
As FERC clarified in denying rehearing of Order 773, the filing of a jurisdictional
petition is not conditioned on a prior filing for a technical exemption.  Rather, the
two  processes  are  independent  avenues  by  which  a  facility  may  seek  different
forms  of  relief.    NERC  technical  exemptions  excuse  certain  facilities  from
compliance  with  reliability  standards  even  though  they  fall  within  FERC’s
regulatory  jurisdiction.    By  contrast,  a  petition  for  an  individualized
jurisdictional determination ensures that local distribution facilities are properly
excluded  from  FERC’s  regulatory  jurisdiction  despite  preliminary  factfinding
placing  them  within  the  bulk  electric  system.    See  Order  No.  773‐A,  143  FERC
¶ 61,053,  at  ¶¶ 83–94.    Thus,  the  challenged  orders  do  not  impose  unwarranted
procedural  obligations  as  preconditions  to  a  facility  petitioning  for
individualized review of jurisdiction.
26
Accordingly, we identify no merit in New York’s and intervenor NARUC’s
arguments that procedures established by the challenged orders indicate FERC’s
unreasonable construction of the scope of its regulatory jurisdiction over electric
power distribution facilities.
B. Arbitrary and Capricious Action
Independent  of  our  Chevron  review  of  an  agency’s  interpretation  of  a
statute it administers, the Administrative Procedure Act requires us to set aside
agency action that is “arbitrary” or “capricious.”  5 U.S.C. § 706(2)(A); see Green
Island  Power  Auth.  v.  FERC,  577  F.3d  148,  158  (2d  Cir.  2009)  (reviewing  FERC
actions under § 706(2)(A) standard).  The mere fact that an agency rescinds one
rule  and  adopts  another  is  not  arbitrary  or  capricious  where  the  new  rule  is
supported by reasoned decisionmaking and there are no circumstances requiring
further explanation, such as contradictory findings of fact or substantial reliance
interests on the old rule.  See FCC v. Fox Television Stations, Inc., 556 U.S. 502,
515–16 (2009); accord Mei Fun Wong v. Holder, 633 F.3d 64, 78 (2d Cir. 2011).  In
making  these  determinations,  we  may  not  ourselves  re‐weigh  the  evidence  or
substitute  our  policy  judgment  for  that  of  the  agency.    See  Islander  E.  Pipeline
27
Co. v. McCarthy, 525 F.3d 141, 150–51 (2d Cir. 2008).  Indeed, FERC’s factfinding
is conclusive if supported by substantial evidence.  See 16 U.S.C. § 825l(b).
The  Supreme  Court  has  explained  that  “[s]ubstantial  evidence  is  more
than  a  mere  scintilla.    It  means  such  relevant  evidence  as  a  reasonable  mind
might accept as adequate to support a conclusion.”  Universal Camera Corp. v.
NLRB, 340 U.S. 474, 477 (1951) (internal quotation marks omitted); accord NLRB
v. G & T Terminal Packaging Co., 246 F.3d 103, 114 (2d Cir. 2001); see also DTE
Energy Co. v. FERC, 394 F.3d 954, 962 (D.C. Cir. 2005) (citing Universal Camera
standard  in  denying  petition  for  review  of  FERC  determination  that  facilities
were subject to federal jurisdiction).  In making such a determination, we review
the record in its entirety, considering evidence opposing, as well as supporting,
the  agency’s  challenged  action.    We  recognize,  however,  that  the  agency  is
“equipped  or  informed  by  experience  to  deal  with  a  specialized  field  of
knowledge”—here, the science and economics of transmitting electrical power—
and that its “findings within that field carry the authority of an expertness which
courts  do  not  possess  and  therefore  must  respect.”    Universal  Camera  Corp.  v.
NLRB, 340 U.S. at 488; accord NLRB v. G & T Terminal Packaging Co., 246 F.3d
at  114.    Thus,  we  may  not  displace  an  agency’s  “choice  between  two  fairly
28
conflicting  views,  even  though  [we]  would  justifiably  have  made  a  different
choice  had  the  matter  been  before  [us]  de  novo.”    Universal  Camera  Corp.  v.
NLRB, 340 U.S. at 488.  Rather, “reversal based upon a factual question will only
be  warranted  if,  after  looking  at  the  record  as  a  whole,  we  are  left  with  the
impression that no rational trier of fact could reach the conclusion drawn by” the
agency.    NLRB  v.  Katz’s  Delicatessen  of  Houston  St.,  Inc.,  80  F.3d  755,  763  (2d
Cir.  1996)  (internal  quotation  marks  omitted);  accord  NLRB  v.  G  &  T  Terminal
Packaging Co., 246 F.3d at 114.  That is not this case.
The  record  amply  demonstrates  the  serious  consideration  FERC  and  its
designated  agent,  NERC,  gave  over  a  period  of  several  years  to  the  standards
and  procedures  that  would  allow  it  objectively  and  effectively  to  identify
facilities  within  the  nation’s  bulk‐power  system  while  respecting  the
jurisdictional  exception  created  by  Congress  for  local  distribution  facilities.
During  that  time,  FERC  amassed  and  considered  an  extensive  array  of  factual
material,  as  well  as  scores  of  comments  submitted  by  interested  parties  in
response to the agency’s published preliminary proposals.  The agency provided
reasoned explanations, spanning hundreds of pages, for adopting the standards
29
and  procedures  here  at  issue  in  lieu  of  its  former  rule.    See  Order  No.  773,  141
FERC ¶ 61,236; Order No. 773‐A, 143 FERC ¶ 61,053.
Thus,  the  factual  record  and  the  agency’s  industry  expertise  permitted
FERC to conclude that facilities operating above a 100 kV threshold are generally
part of the bulk system’s interconnected transmission networks and are critical in
maintaining  the  reliable  functionality  of  the  system  as  a  whole.    See  Order  No.
773‐A,  143  FERC  ¶  61,053,  at  ¶  25  (finding  that  “failure  of  100–200  kV  facilities
has caused cascading outages that would have been minimized or prevented” by
compliance with proposed reliability standards).  The same record and expertise
supported FERC’s determination that a 100 kV threshold, together with detailed
predefined  inclusions  and  exclusions,  would  effectively  identify  facilities
comprising  the  bulk  system  while  ensuring  that  “most  local  distribution
facilities”  were  excluded  from  regulatory  jurisdiction  as  statutorily  prescribed.
Order No. 773, 141 FERC ¶ 61,236, at ¶ 67.
In  urging  otherwise,  New  York  argues  that  FERC’s  prior  use  of  a  seven‐
factor  test  concedes  that  local  distribution  determinations  are  fact  sensitive  and
cannot  be  made  on  the  basis  of  categorical  rules.    The  point  merits  little
discussion  because, as  already  observed,  FERC  did  not  abandon  individualized
30
factfinding in the challenged orders.  Rather, after determining that an operating
voltage  threshold  together  with  five  prescribed  inclusions  and  four  exclusions
will  accurately  delineate  its  jurisdiction  in  most  cases,  it  has  adopted  those
criteria  simply  as  default  rules  applicable  unless  a  facility  requests  an
individualized  determination.    In  fact,  the  operating  voltage  threshold  and
prescribed inclusions and exclusions appear to consider many of the same factual
circumstances  as  does  the  seven‐factor  test  (e.g.,  reduced  voltage,  radial
configuration, and direction of power flow), although with more specificity.  See
supra  notes  1,  4.    Nevertheless,  upon  request  for  an  individualized
determination,  FERC  will  employ  the  full  notice‐and‐comment  process  to
consider  not  only  the  seven  factors  previously  employed  to  determine  local
distribution,  but  any  factor  relevant  to  a  jurisdictional  determination.    This
hardly reflects arbitrary and capricious action.
III. Conclusion
To summarize, we conclude that the standards and procedures established
in  challenged  FERC  Orders  773  and  773‐A  both  (1)  reasonably  interpret  the
agency’s regulatory jurisdiction under the Federal Power Act as amended by the
Electricity  Modernization  Act  of  2005  and,  thus,  satisfy  the  standard  of  judicial
31
review  under  Chevron,  U.S.A.,  Inc.  v.  Natural  Resource  Defense  Council,  Inc.,
467 U.S. 837; and (2) are not arbitrary and capricious but, rather, are supported
by  sufficient  explanation  and  substantial  evidence  as  required  by  the
Administrative Procedure Act.
We  have  considered  New  York’s  remaining  arguments  and  have  found
them to be without merit.  Accordingly, the petition for review of FERC Orders
773 and 773‐A is DENIED.
32
DENNIS JACOBS, Circuit Judge, concurring in the judgment:
I concur in the judgment, but would deny the petition on a related ground.
If New York were challenging how FERC defines the statutory terms “local
distribution” or “bulk‐power system,” I would agree with the majority that the
challenged regulations must be upheld under Chevron, U.S.A., Inc. v. Natural
Resources Defense Council, Inc., 467 U.S. 837 (1984).  New York is not advancing
a definitional challenge, however.  Instead, it is making a procedural argument:
that FERC cannot use a 100‐kV threshold1 as a good (but imperfect) proxy for
classifying local distribution facilities because FERC must conclusively resolve
“jurisdictional” issues before exercising regulatory authority.2
I would uphold the regulations on settled principles: (I) an agency is
entitled to great deference when formulating “rules of procedure” and “methods
of inquiry,” Vermont Yankee Nuclear Power Corp. v. Natural Res. Def. Council,
Inc., 435 U.S. 519, 543 (1978); and (II) that deference is not diminished simply
1 I use the term “100‐kV threshold” to refer to that threshold as modified by
the various inclusions and exclusions.
2 Like the majority, I use the term “New York” to refer collectively to the
petitioners.
1
because the agency’s procedures bear on issues of jurisdictional significance, City
of Arlington, Tex. v. FCC, 133 S. Ct. 1863, 1874 (2013).
I
The majority resolves this case as a matter chiefly of statutory construction,
but New York’s challenge is not that the 100‐kV threshold is a definition of “local
distribution.”  See Maj. Op. 14‐20.  Nowhere in its briefs does New York make a
Chevron argument.3  The Chevron argument is expressly disavowed: “Thus, the
problem is not whether FERC can lawfully interpret a term.”  Petitioners’ Reply
Br. 4.
New York’s argument is surely procedural.  The parties agree that: (1) the
100‐kV threshold filters out most (but not all) local distribution facilities, see Oral
Arg. Tr. 3:11‐16, 7:3‐7, 14:21‐15:1; (2) the seven‐factor test (either alone or in
conjunction with additional considerations) adequately identifies local
3 In the course of briefing, New York cites Chevron only twice: once in its
general recitation of the standards that govern agency action, see Petitioners’
Opening Br. 13, and once when characterizing one of FERC’s arguments, see
Petitioners’ Reply Br. 3.  New York does not address either step of the Chevron
inquiry: (1) whether Congress has clearly defined “local distribution” or (2)
whether FERC has advanced an interpretation that is substantively unreasonable.
See Chevron, 467 U.S. at 842.
2
distribution facilities, id. 2:20‐25, 19:11‐17, 20:10‐17; and (3) local distribution
facilities not filtered out by the 100‐kV threshold can request individualized
adjudication applying the seven factors, id. 3:15‐16, 18:2‐14, 19:11‐17.
New York’s objection is to the timing of these steps, and runs as follows:
Because the 100‐kV threshold is an imperfect filter, some local distribution
facilities will become subject to FERC’s reliability regulations.  And while those
facilities may petition for individualized adjudication, some may choose not to.
And as to that subset of facilities, FERC would be exercising its regulatory
authority in excess of its jurisdiction.
That argument fails:
Absent constitutional constraints or extremely compelling
circumstances the administrative agencies should be free to
fashion their own rules of procedure and to pursue methods
of inquiry capable of permitting them to discharge their
multitudinous duties.
Vermont Yankee, 435 U.S. at 543 (citation and internal quotation marks omitted).
The 100‐kV threshold functions as a “rule[] of procedure” and a “method[] of
inquiry,” filtering out facilities very likely to qualify as local distribution facilities
(i.e., those below the threshold), and allowing FERC to concentrate its regulatory
efforts on those facilities much less likely to qualify as local distribution facilities
3
(i.e., those above the threshold).  Without some such sorting mechanism, FERC
would have to determine the status of every facility individually, even those that
fall clearly on one side or the other of the divide.
New York has identified no “constitutional constraints or extremely
compelling circumstances” that would warrant imposing such a (wasteful)
procedure.  Vermont Yankee, 435 U.S. at 543.  “An agency enjoys broad
discretion in determining how best to handle related, yet discrete, issues in terms
of procedures and priorities.”  Mobil Oil Exploration & Producing Se. Inc. v.
United Distribution Cos., 498 U.S. 211, 230 (1991) (citations omitted).  Local
distribution facilities that generate more than 100 kV (or fall within one of the
inclusions) may have an interest in avoiding regulation by FERC; but such
interest is adequately protected by the opportunity to seek individualized
adjudication after the application of the 100‐kV threshold but before the imposition
of any substantive regulations.4
4 New York argues that the challenged regulations shift the burden of
disproving FERC’s jurisdiction onto facilities.  See Petitioners’ Opening Br. 18.
But as the majority correctly points out, New York cites no language in the
regulations that shifts the evidentiary burden in this way.  See Maj. Op. 24.  The
only “burden” placed on facilities is to initiate the individualized adjudication
process.  That “burden” is distinct from the evidentiary burden of proof that
would apply in each adjudication.  FERC represents that, under its procedures, it
4
II
New York suggests that the deference owed to FERC’s procedures under
Vermont Yankee is diminished because the challenged regulations bear on the
exercise of FERC’s jurisdiction.  See Petitioners’ Reply Br. 4.  Because
“jurisdictional” facts determine FERC’s ability to exercise regulatory authority in
the first place, New York argues, such facts must be adjudicated case by case.
As the Supreme Court explained in City of Arlington, the seeming
distinction between “jurisdictional” and “nonjurisdictional” challenges to agency
action is a “mirage.”  133 S. Ct. at 1868.  While a “court’s power to decide a case is
independent of whether its decision is correct,” the same is not true for agencies.
Id. at 1869 (emphasis added).  For agencies, both the “power to act and how they
are to act is authoritatively prescribed by Congress, so that when they act
improperly, no less than when they act beyond their jurisdiction, what they do is
ultra vires.”  Id. (emphases added).  “[T]he question in every case is, simply,
whether the statutory text forecloses the agency’s assertion of authority, or not.”
Id. at 1871.
would make “explicit findings as to any claimed local distribution exclusions.”
Respondent’s Br. 36.
5
City of Arlington was decided in the Chevron context.  But the lesson of
City of Arlington is that there is no subset of “big, important” jurisdictional
questions that require more searching judicial review than “humdrum, run‐of‐
the‐mill” questions.  133 S. Ct. at 1868.  That lesson would seem to be equally
applicable whether the challenged agency action is statutory interpretation (as in
City of Arlington) or the fashioning of procedural rules (as in this case).  In both
contexts, “when [agencies] act improperly, no less than when they act beyond
their jurisdiction, what they do is ultra vires.”  Id. at 1869.
*   *   *
I concur with the majority that the challenged regulations are entitled to
deference and must be upheld; I would deny New York’s petition under the
principle of deference in Vermont Yankee.
6