This document and any and all attachments hereto: (i) are intended for discussion purposes only; (ii) do not obligate the parties to negotiate or enter into any possible transaction; (iii) do not obligate either party to 

proceed with or continue any such negotiations or transaction.    

9/29/2014 

Proposal Submitted to the                                  Maine Public Utilities Commission 

    

PUBLIC    2 

Table of Contents  

  Page

Executive Summary  3

Spectra Energy’s Proposal  7

 

Appendix 

      Spectra Energy Overview  17

      Business Segment Overview  19

      The Way Spectra Energy Works  20

      Regulatory and Permitting  21

      Environmental Stewardship  25

      Stakeholder Outreach  28

 

 

 

   

    

PUBLIC    3 

Executive Summary 

At the outset of Phase One of Docket No. 2014‐00071, the Maine Public Utilities Commission (Commission or PUC) invited the submission of proposals for the State of Maine to consider regarding Energy Cost Reduction Contracts (ECRC).  Spectra Energy Partners, LP (Spectra Energy) has a long‐standing presence in New England as major transporters of natural gas through Algonquin Gas Transmission, LLC (Algonquin) and Maritimes & Northeast Pipeline, L.L.C. (Maritimes), and welcomes the opportunity to work with the PUC to develop the infrastructure required now, and in the future, to help alleviate regional energy price spikes during the coldest days of winter.  We believe our proposal maximizes the opportunity to decrease capacity costs and enhance electrical and natural gas reliability throughout the region.   

While we remain supportive of a full, transparent Request for Proposal (RFP) in Phase Two of the instant proceeding, we are mindful of the Commission’s need to have all information available to it as it deliberates even within Phase One and as such are providing these proposals for Atlantic Bridge and Access Northeast as the Commission considers next steps.  Our proposals closely reflect the project descriptions we introduced in Phase One.  In the case of Atlantic Bridge in particular, the deadline for filing with FERC to ensure a November 2017 in‐service date is rapidly approaching.  This fact, coupled with recent delays in the current ECRC case, necessitated that we submit our proposal at this time.  In short, if the Commission decides to proceed with an ECRC, our hope is to expedite the process by which the Commission would be able to move forward.  This proposal is intended to provide the Commission with flexible alternatives for exercising its ECRC authority, depending in part on the results of Phase One of this proceeding.  If the Commission determines that Maine should move forward with an ECRC at this time, our proposal enables the Commission to enter into an ECRC of up to 200MMcf/d or $75 million/year equivalent as part of the Atlantic Bridge project, maximizing the benefits available to the state from an incremental expansion of the existing Algonquin pipeline as early as 2017.    

Our proposal also allows the Commission to enter into an ECRC for a later in‐service date through participation in  the Access Northeast project.  Like Atlantic Bridge, the Access Northeast project offers the benefits of deliverability to gas‐fired generators in the region, and it also offers the benefits of collaboration with Northeast Utilities, one of the region’s largest utilities.  The Access Northeast project demonstrates the importance of providing services that directly meet the needs of gas‐fired generators.  This innovative offering, combined with the resources of the partners, enhance the certainty that this project will move forward.   

Drawing upon Spectra Energy’s successful history of developing, constructing and operating natural gas pipelines, the proposed projects contained within this proposal address the Commission’s objective to reduce energy prices and enhance electrical and natural gas reliability in the State.  

Bidders Information 

Spectra Energy owns and operates the 1127‐mile, Federal Energy Regulatory Commission (FERC) regulated Algonquin Pipeline and the 346‐mile, FERC‐regulated Maritimes Pipeline.  Algonquin interconnects with the Spectra Energy‐owned Texas Eastern Transmission system, the Tennessee Gas Pipeline system, the Millennium Pipeline, and the Iroquois Pipeline system, all of which link the Marcellus Shale and Appalachian Basin natural gas supplies to the Northeast markets.  Through Algonquin’s connection to Maritimes, markets in 

    

PUBLIC    4 

Massachusetts, New Hampshire and Maine will also have the opportunity to connect to these diverse and emerging natural gas supplies. To discuss any questions or to seek additional information regarding this proposal, please contact: 

Greg Crisp General Manger, Business Development   713‐627‐4611 phone Spectra Energy Transmission     713‐627‐4724 fax 5400 Westheimer Court    gncrisp@spectraenergy.com Houston, TX 77056  

 

   

    

PUBLIC    5 

Key Features 

Value Added Benefits of Service from Algonquin and Maritimes: 

Provides an opportunity to bring more low‐cost, domestically sourced natural gas to delivery points in Maine that serve gas‐fired electric generators, industrial customers, and other energy consumers in Maine or the region through scalable expansions of the existing Algonquin and Maritimes pipeline systems and offering receipt and delivery points on those systems, including direct delivery points to 60% of the gas‐fired generation fleet in the region 

o This is important because the best way for Maine to moderate electric prices in the region is to ensure that gas can be directly delivered to the greatest number of gas‐fired generators in the region on peak days, and our proposal is consistent with this approach. 

Offers flexible terms with multiple protections for Maine’s potential investment in pipeline capacity 

o Flexible commitments that can be altered, rescinded, or changed as market conditions evolve  

o Maximum ability to assign capacity to other entities 

o Fully negotiable costs that are not incurred until projects are in‐service 

o Explicit contractual provisions to protect Maine’s ratepayers should a regional solution emerge prior to the FERC filing of the projects 

Includes mechanisms to promote maximum return on investment by leveraging private commitments and shifting an ECRC investment to the project or projects likely to yield the best results 

Provides optimal timeliness to market.  Our solution allows natural gas capacity to reach gas‐fired generators in the region sooner than uncertain greenfield proposals, which is important given that every year of delay costs Maine consumers. 

Provides direct deliveries of domestically sourced natural gas to Maine in the fastest timeframe 

Provides innovative use of existing resources in the region by leveraging storage to meet peak day needs 

Atlantic Bridge and Access Northeast maximize the use of existing rights‐of‐way and do not substantially rely on greenfield construction, which can be susceptible to substantial delays due to public opposition and mitigation of environmental impacts.  Thus, Maine can have greater confidence that our projects will come online within the projects’ time estimates. 

Offers better coordination between electric sector and natural gas sector through collaboration between Northeast Utilities and Spectra Energy 

Does not hinge on achieving a certain level of subscription from third parties outside of Maine’s control 

    

PUBLIC    6 

Includes extending the upstream Algonquin piping as needed, the replacement of existing pipe with larger diameter pipe, pipeline looping, miscellaneous meter station upgrades, the addition of new compression as needed, and the potential for bidirectional flow on the Maritimes pipeline 

Provides assurances that come with FERC‐jurisdictional oversight regarding the sensitivities of landowners, environmental resources, cultural resources, and other stakeholders who might be impacted during construction, as well as continued oversight of the transportation service on Algonquin and Maritimes throughout the contract term 

Provides additional diversity of supply as traditional supply sources decline 

Provides reliable firm transportation service directly to end users 

Provides access to premium natural gas commodity markets resulting in unmatched optionality  

Projects are scalable to meet the specific capacity requirements of the market and the State of Maine 

Directly impacts reliability leading to more balanced supply and demand 

Spectra Energy has a proven track record for constructing and operating pipelines in New England and throughout North America  

Together, Atlantic Bridge and Access Northeast will help remove bottlenecks in New England’s pipeline infrastructure and reduce electric and natural gas price volatility in New England.   

   

    

PUBLIC    7 

Proposal 

Atlantic Bridge 

Spectra Energy is proposing to expand the existing Algonquin and Maritimes pipelines to meet the needs of consumers, serving growing markets in New England and Maine.  On the Algonquin system, the expansion will consist of the replacement of smaller diameter pipe with larger diameter pipe, pipeline looping at some points along the existing system, miscellaneous meter station upgrades, the addition of a new compressor station in Weymouth, Massachusetts, and additional compression at existing stations to facilitate the flow of gas north into Maritimes.  On the Maritimes system, modifications could include bidirectional flow modifications depending on the ultimate requested flow into the Maritimes system.  

The capacity being built through the Algonquin Incremental Market expansion (AIM) (in‐service in 2016) and Atlantic Bridge projects could provide 600 MMcf/d of new capacity into ISO‐NE territory, resulting in a 60% increase through current constraint points on Algonquin by 2017.  Both projects will enchance electric and natural gas reliability throughout New England and will bring postitive economic benefits directly to Maine energy consumers. 

 

    

PUBLIC    8 

Market response to Atlantic Bridge has been strong, and the project will go forward with or without an ECRC from the Commission.  The project will be supported by private entities, including private entities in the State of Maine requesting specific Maine deliveries.  Algonquin and Maritimes are in the final stages of negotiations for Atlantic Bridge, and the project is anticipated to be buildable at 200‐300 MMcf/d for a 2017 in‐service date.  Today, the final capacity for Atlantic Bridge is not known for certain.  This final capacity is dependent upon specific receipt and delivery points which will ultimately determine the facilites required and dictate the amount of capacity that may be constructed for a 2017 in‐service date.   

Algonquin and Maritimes intend to pre‐file Atlantic Bridge with FERC in early November 2014.  At that time, Algonquin and Maritimes can provide a more definitive description of how much capacity is available, if any, and how much of the capacity will be directly deliverable to Maine.  Prior to the filing or after the filing, Maine can enter into an ECRC to ensure that Atlantic Bridge goes forward at the maximum buildable capacity and maximum deliverability to Maine for 2017, and ensure that no time is wasted in securing benefits for Maine as soon as possible. 

Capacity can be for up to 200 MMcf/d or $75 million/year, depending on the amount of unsubscribed capacity, if any, available at the time Maine is able to enter into a definitive agreement 

In‐service date of November 1, 2017 

Maine can designate any of the following receipt points: 

o “Head of G system” – Algonquin market area receipt 

o Brookfield interconnect with Iroquois – equivalent to TGP’s Northeast Energy Direct  receipt at  Wright, NY 

o Ramapo interconnect with Millennium – direct access to Marcellus producers 

o Interconnects upstream of Ramapo with recently expanded interstate pipelines such as Texas Eastern, Columbia, Transco, and Tennessee Gas Pipeline 

Maine can designate any of the following delivery points: 

o Any Algonquin delivery point Maine determines is in the best interest of Maine consumers, including the Algonquin interconnect with Maritimes at Beverly, MA 

o Any Maritimes delivery point in the State of Maine  

o The Commission may also express any interest in new interconnects to connect Maine customers 

Rate to be negotiated in a confidential meeting 

All capacity commitments to the maximum degree allowed under current regulations can be assigned to another party or parties. 

    

PUBLIC    9 

No costs will be incurred until the project is in service 

To the extent that private entities or other shippers subscribe to the maximum build for the project in 2017 outside of an ECRC, Maine will be able to reduce or terminate its participation in Atlantic Bridge 

Regardless of any conditions above, Maine will have a unilateral right, subject to negotiable conditions precedent, to terminate its participation in the project prior to July 1, 2015, at no risk to Maine  

Additionally, if Algonquin and Maritimes move forward with a regional solution, we will discuss termination of Maine’s participation in Atlantic Bridge and Access Northest, the Algonquin and Maritimes regional solution 

 

Access Northeast 

On June 27, 2014, Spectra Energy provided a plan to the New England States Committee on Electricity (NESCOE) to expand existing natural gas pipeline capacity and meet critical demand for reliable electric power generation.  This was in response to the New England governors’ initiative on new energy infrastructure in anticipation of a Request for Proposal (“RFP”).  Unfortunately, the NESCOE RFP effort has been delayed; however, Spectra Energy and Northeast Utilities are moving forward with the Access Northeast project to help maintain the momentum of the process and to provide a regional solution.  We continue to believe the NESCOE process is good for New England and Maine, and we applaud the leadership and commitment demonstrated by the States to achieve positive results for New England energy customers. 

Consistent with information provided by Algonquin and Maritimes in the ECRC proceeding, the Commission will recognize Access Northeast as the project regularly referred to as the “Reliability Project.”  And we have made progress in further developing the project.  We have a leading New England utility as a project partner, and together we are actively pursuing contractual commitments from shippers.  Access Northeast is an alternative to a large greenfield proposal and is better focused on addressing electric reliability for New England.  Access Northeast will provide innovative alternatives and solutions long sought by electric generators to improve reliability and bring down energy costs in the region, but without the environmental impacts of a greenfield project. 

The expansion project will enhance the Algonquin and Maritimes pipeline systems, using existing routes to minimize impacts on communities, landowners, and the environment. The project will be scalable to meet growing needs by expanding access to clean, abundant, and affordable natural gas, and it will be capable of reliably delivering in excess of one billion cubic feet of natural gas per day to serve the region's most efficient power plants and meet increasing demand from heating customers.  Access Northeast will combine targeted pipeline capacity additions with the smart use of regional storage facilities to more effectively match the economic and environmental needs of the region. 

 

 

    

PUBLIC    10 

Spectra Energy and Northeast Utilities’ collaborative proposal includes:  

Scalable expansion of existing pipeline infrastructure, which is directly attached to approximately 60% of ISO‐NE’s natural gas generation capacity  

Collaboration with existing regional storage providers to offer firm services to gas‐fired power plants in the region with guaranteed natural gas supplies on peak days, and to enable rapid response to sudden changes in power output that supports renewable generation development 

An environmentally responsible approach that will minimize impact by using existing asset footprints  

Additional Algonquin and Maritimes delivery points for local distribution companies (LDC) to access diverse, low‐cost natural gas resources where necessary  

Access Northeast is a direct response to numerous requests from regional stakeholders and governmental agencies in New England for an environmentally responsible, scalable, efficient and effective pipeline project to meet the needs of energy consumers in New England over the next decade to keep energy prices at competitive levels with a low risk of volatility.  Spectra Energy’s and Northeast Utilities’ collaborative solution and partnership with regional stakeholders achieves all of these objectives by providing access to low‐cost supply diversity while minimizing community and environmental impacts through the enhancement of existing infrastructure.  Access Northeast is scalable for further expansion, and is projected to be in service as early as November 2018.  

Maine can participate in Access Northeast in one of the following ways, either in addition to Atlantic Bridge, or separately: 

Through support and continued pursuit of the NESCOE process 

By leveraging its ECRC authorization with other New England States who currently have the ability to direct their regulated utilities to subscribe to capacity  

By subscribing to the scalable Access Northeast project on a stand‐alone basis 

   

    

PUBLIC    11 

Benefits of Atlantic Bridge and Access Northeast 

Best Fulfills the Requirements of the Energy Cost Reduction Act and Represents True Transformative Capacity: 

To enter into an ECRC per the Energy Cost Reduction Act, the Commission must have determined in an adjudicatory proceeding that the ECRC is commercially reasonable and in the public interest, and that the contract is reasonably likely to accomplish the following objectives:  

To materially enhance natural gas transmission pipeline capacity into the State or into the ISO‐NE region;  

that the additional capacity it provides will be economically beneficial to Maine's electric consumers, natural gas consumers, or both;  

that the overall costs of the contract are outweighed by its benefits to Maine's electric consumers, natural gas consumers, or both; and  

To enhance electrical and natural gas reliability in the State.  

Atlantic Bridge and Access Northeast exactly meet the foregoing criteria. 

Commercially reasonable terms.  The contractual terms of both projects are commercially reasonable because they reflect FERC‐approved language and accomplish the following goals: (1) maximize deliverability to gas‐fired generators; (2) meet the goal of speed to market; and (3) provide the Commission with contractual “off‐ramps” in the event later events suggest that an ECRC is no longer prudent in any way. 

Public interest.  A key element is whether the Commission determines in Phase One of the ECRC proceeding that moving forward with an ECRC is prudent.  If the Commission decides in the affirmative, the Atlantic Bridge and Access Northeast projects will maximize the public interest because these projects: (1) are most likely to reach market sooner than other proposals; (2) are most likely to proceed to completion given the incremental nature of the projects; and (3) offer the greatest benefits of reliability and lower costs because they target gas capacity toward the greatest number of gas‐fired generators in the region. 

Material enchancement of capacity to Maine or the region.  Because both projects involve bringing gas capacity into New England, they meet the “material enchancement of capacity” test.  Both projects also offer the additional benefit of delivery directly into Maine. 

Economic benefits to Maine consumers.  Both projects are targeted at bringing natural gas capacity where it is most needed: gas‐fired generators in the region.  Ensuring that gas is deliverable to these generators maximizes the likelihood that the greatest number of gas‐fired generators will have firm capacity during the coldest days of winter, which ensures lower electric price volatility and lower overall electric prices.  The additional capacity also addresses the needs of natural gas consumers in the State by permitting access to lower cost supply from existing pipeline interconnects. 

    

PUBLIC    12 

Benefits outweigh the costs.  The Commission has embarked on a separate process to determine whether the benefits of entering into an ECRC outweigh the costs.  If the Commission finds in the affirmative based on the information available at this time, both projects offered by Spectra Energy maximize the benefits to Maine by targeting Maine’s investment where it is most needed: ensuring that the greatest number of gas‐fired generators are able to have firm capacity during the coldest days of winter.  Both projects also offer contractual “off ramps” for the Commission in the event later events suggest that moving forward with an ECRC is no longer in Maine’s best interest. 

Enhance reliability.  The current problem of electric price spikes in New England is fundamentally an issue of gas‐fired generators in the region not having sufficient access to gas capacity during the coldest days of winter.  This is a reliability problem, and both projects Spectra proposes are aimed at resolving the reliability problem by targeting gas capacity directly at these gas‐fired generators.  Moreover, by resolving the reliability challenge these generators face, the ability of these generators to operate during the coldest days of winter is enhanced, which improves the overall reliablity of the region’s electric system. 

Flexible Conditions Precedent and Variation of Volumes and/or Contractual Off‐ramps for PUC Contracts Gives Multiple Protections for Maine’s Potential Investment: 

Maine’s energy consumers and the Commission face an extraordinary dilemma.  High price spikes in regional natural gas and electricity pricing during the winter have recently undermined Maine’s economic vitality, but there is the possiblity these spikes could be mitigated with sufficient, timely investment in natural gas pipeline facilities. The regional nature of energy pricing means all consumers in the region could benefit from an investment in gas capacity, but regional cooperation to solve the issue has slowed.  Nevertheless, the benefits of Maine taking action on its own could be meaningful.  At the same time, those benefits could be overwhelmed by actions of other entities in the market.  Or, those benefits could be drastically reduced if the regional process restarts after Maine decides to invest on its own. Absent favorable action by other regional players or FERC, an ECRC could saddle Maine ratepayers with extra costs even though the Commission appropriately exercised its authority when signing an agreement.    

The Commission, therefore, needs assurance that it is investing in the right project at the right price at the right time.  But there is no crystal ball.  One cannot know for certain when signing a precedent agreement if the capacity being purchased will provide the energy cost reductions anticipated given the variety of factors at work.  

Nevertheless, standard terms, conditions and obligations of parties to a precedent agreement need not be a constraint.  In fact, Spectra Energy is offering the Commission agreements on Atlantic Bridge and Access Northeast that can be evaluated and rescinded prior to project filings with FERC.  This unique feature gives the Commission the luxury of reevaluating the cost/benefit ratio of its investment closer to project execution and, therefore, provides more certainty about the likelihood of benefits.  In addition, as conditions in the market are evaluated in the future, the Commission could determine there are more impactful projects, rescind its agreement, and redeploy its investment.  More specifically, the contractual “off‐ramp” included within these proposals enables the Commission to later determine whether future private or regional investments in pipeline capacity alter the calculus of benefits of an ECRC.  If, under these circumstances, the Commission determines within the terms of the “off ramp” that moving forward with an ECRC is no longer warranted on the same terms, the Commission would have room to back out of the contract or make a more limited, strategic investment in 

    

PUBLIC    13 

capacity at a specific location aimed at addressing a particular bottleneck that impacts the ability of one or more gas‐fired generators to have access to gas during the coldest days of winter. 

Atlantic Bridge: 

The PUC or its designee can execute a precedent agreement for up to 200 MMcf/d or $75 million/yr equivalent capacity that includes periodic updates on how much capacity is committed to other Maine entities.  For each increment of additional Maine‐based capacity, the Commission can elect to scale back its investment as the project is filled out to maximum capacity for a 2017 in‐service date.  This allows the PUC optionality to re‐deploy its investment as it sees fit.  No firm transportation service agreement is executed until after receipt of the FERC certificate for the project, and no payments under that service agreement are required until the project is placed into service.   

Access Northeast:  

An Access Northeast precedent agreement is fully assignable with termination rights for certain circumstances.  We are confident that Access Northeast could proceed based on market support irrespective of a Maine ECRC.  Therefore, we can provide maximum flexibility for a partial or complete contractual off‐ramp for Maine in the event a regional effort proceeds that Maine believes will make an ECRC unneccessary or uneconomic.  In our proposal, protection of Maine’s ratepayers would not be subject to a supplemental regulatory process or capacity release rules, provided the firm service agreement has been executed at the time the PUC would want to exercise this out.   

Assessing the future impact of an ECRC is is extremely difficult. Depending on the circumstances, the benefits of an ECRC may not actually outweigh the costs.  If the Commisssion decides at this stage to proceed with an ECRC but later becomes concerned that any of the benefits may not be realized (e.g. market reforms impact basis differential and reliability, private market actors secure sufficient commitment for other pipeline capacity), the Commission can terminate its precedent agreement within a mutually agreeable timeframe.   

Promotes Maximum Return on Investment by Leveraging Private Commitments: 

For Atlantic Bridge, private interest in the project is sufficient at this time for Algonquin and Maritimes to say with confidence that the project will move forward.  For Access Northeast, Northeast Utilities’ interest in the project as one of the region’s largest utilities also signals the importance of this project to the needs of electric consumers.  By targeting capacity towards the gas‐fired generators who typically set the market price for electric commodity in the region, Access Northeast offers the greatest opportunity to maximize the benefits of additional gas capacity on regional electric prices. 

Timeliness to Market: 

The sooner pipeline capacity is added, the sooner Maine will see lower energy costs.  Assuming the Commission moves forward to Phase Two, the Commission should select the project with the best chance of providing quick and tangible benefits to Maine energy consumers.  This proposal provides those benefits, and does so with the speed‐to‐market the State expects.  Atlantic Bridge is proposed to be in service by the winter of 2017‐2018.  The project is largely a replacement and modification of existing pipelines that requires work on facilities covering 

    

PUBLIC    14 

relatively few miles, is located on existing rights of way, and is being conducted by a pipeline developer with a history of meeting in‐service dates for projects in congested areas, including Boston, New York, and Philadelphia.  Access Northeast is planned for similar construction techniques with a proposed in‐service date in November 2018.  Pre‐filing with FERC for Atlantic Bridge is expected in the fourth quarter of 2014.   

Scalable Expansion of Atlantic Bridge/Access Northeast: 

The Atlantic Bridge and Access Northeast projects are flexible and easily scalable because the expansions occur primarily within the existing pipeline footprints.  These projects can be sized to meet the specific capacity requirements of the Maine market, allowing for customized receipt and delivery points (including multiple receipt and delivery points) to meet individual customers’ needs.  Adding right‐sized expansion projects along the system also provides incremental pipeline capacity as it is needed, when it is needed, to satisfy increased customer demand.  

Atlantic Bridge and Access Northeast are projects that involve the incremental expansion of existing gas infrastructure that is scalable to meet the needs of specific shippers in specific locations.  In contrast to a greenfield project that requires a substantial level of commitment by shippers to move forward, the ability of the incremental projects to proceed is less dependent on the actions of others.  So, as Maine decides whether to invest in projects that are more likely to happen, it should give serious consideration to incremental projects like Atlantic Bridge and Access Northeast whose size can be adjusted to meet the needs of the shippers, including that of the State of Maine. 

Domestically Sourced Natural Gas Deliveries to Maine: 

The Atlantic Bridge project offers the opportunity to allow gas to directly flow into Maine from abundant and lower‐priced domestic sources south of Maine such as the Marcellus region in Pennsylvania.  This project offers Maine an opportunity—for the first time—to procure gas supply directly into the State. 

Maine currently receives limited natural gas supplies from domestic sources.  Yet, today in North America, Appalachian Basin natural gas, not Canadian gas, drives prices for the commodity.  To bring that lower‐cost, market‐making natural gas to delivery points in Maine requires significant changes to the regional pipeline system.  To realize fully the advantages of Appalachian shale gas in Maine requires bringing more robust gas‐on‐gas competition to the State.   

Atlantic Bridge provides that link from this low‐cost resource to Maine’s energy consumers.  At capacity, Atlantic Bridge could transport between 200‐300 MMcf/d to Maine delivery points by expanding Algonquin and changing Maritimes to a bidirectional facility that can move gas from Algonquin receipts to Maine deliveries.   

Directly Impacts Customers in Maine: 

Maine would benefit from the addition of new pipeline capacity into the region because it would allow Maine to directly access new, lower priced, abundant natural gas supplies.  Maine is in a unique situation where customers in the State are not only plagued by high electricity costs due to infrastructure capacity constraints in New England from the south, but they are also held captive to higher‐cost, often insufficient, natural gas supplies from the north.   

    

PUBLIC    15 

Electric prices in the ISO‐NE region have spiked over the past two years when temperature drops prevented gas‐fired generators from having sufficient gas capacity to run, or required such generators to purchase high‐priced gas on the spot market.  To address this problem, it is not enough that gas be physically present in the region; rather, it is essential that the gas molecules actually be able to reach these gas‐fired generators on the coldest days of winter.  The Algonquin and Maritimes systems directly serve approximately 60% of the gas‐fired generation in the ISO‐NE region, and access to many of these generators is accomplished via telescoping laterals that can be constrained when gas demand is high.  The benefit of the Atlantic Bridge and Access Northeast projects is that they not only ensure that gas capacity is available in the region, but they also ensure that the natural gas can physically reach the gas‐fired generators who need the gas during the coldest days of winter.  Moreover, because the regional electric price hinges on the price of the last unit called upon to serve, the more gas‐fired generators with firm access to gas, the lower the likelihood that more expensive units will end up setting the regional price of electricity.  In short, if Maine wants to maximize the value of an ECRC, it should focus on projects like Atlantic Bridge and Access Northeast that maximize the delivery of gas to the greatest number of gas‐fired generators. 

An additional benefit for Maine’s manufacturers could also be achieved by the Commission by procuring Atlantic Bridge capacity.  During peak price days in recent winters, some of Maine’s manufacturers had to slow or stop production activities due to high energy costs.  These work stoppages impacted the bottom lines of the affected companies and their employees.  Yet, some of these manufacturers have significant electric generation capability on site and may be able to meet some or all of their electricity needs.  But, they are likely not able to cost‐efficiently produce electricity for their own needs on these peak days because of pipeline capacity constraints.  Given the limitations, the Commission could consider procuring gas capacity through Atlantic Bridge and releasing it to the market periodically as a hedge.  Then, on the coldest days, Maine could release the capacity at below market prices to willing manufactures with generation capability.  This action could, in some circumstances, be of more value to Maine’s manufacturers than the impact of the capacity on the clearing price of electricity in the region.    

Innovative Use of Existing Resources (Storage) in the Region: 

Access Northeast will support renewable energy development by enabling rapid response to sudden changes in power output with regional storage facilities and quick‐start natural gas‐fueled power generation.  Access Northeast will provide new Electric Reliability Service (ERS) for firm transportation of natural gas and natural gas supply supported by regional storage facilities for any party (Customer).  This proposed service provides greater fuel certainty for generators and performance flexibility through reserved No Notice Transportation with an hourly supply option.  Illustrative tariffs can be found at spectraenergy.com/NewEngland.  While certain measures could meet New England’s basic needs, Access Northeast will combine well‐tuned pipeline capacity additions with the smart use of regional storage facilities to more effectively match the economic and environmental needs of the region. 

Innovative and Novel Approach: 

Rate Schedule ERS is a reserved No‐notice transportation service that incorporates non‐rateable delivery rights for primary firm deliveries.  The firm capacity is reserved for Shippers full MDTQ on a 24/7 basis.  The No‐notice flexibility is supported through regional storage facilities and allows a shipper to commence delivery up to two hours without commensurate supply in advance of flow.  This combination of firm reserved pipeline capacity 

    

PUBLIC    16 

and non‐rateable deliveries allows for generators and other parties that contract for the service to ensure that pipeline capacity will be available when they call on it, and the non‐rateable service provides the flexibility that more aligns with gas‐fired generator burn profiles. 

The MSOA (Multi‐shipper Option Agreement) allows multiple parties to contract under one administrator to act on their behalf.  The electric distribution companies (EDC) would be the Principals under an MSOA, and they would have an Administrator that would manage the collective capacity ensuring that the gas‐fired plants have priority access to the generation related pipeline capacity/services to reliably serve their plants.  The Administrator would also optimize any unutilized or underutilized capacity.  

Transportation Service Will Be FERC‐Jurisdictional: 

All facilities and services will fall under the regulatory oversight of the FERC.  A FERC‐regulated facility provides transparency and oversight to ensure that: (1) due diligence is followed on all aspects of the construction of facilities, especially those involving environmental and cultural resources; (2) all issues related to regulatory, environmental, permitting, landowners and other stakeholders are addressed; (3) all facilities are appropriate for the service; and (4) continued oversight is maintained throughout the term of the contract.  In short, FERC review, approval and oversight helps to minimize risk for all involved parties, particularly with respect to involvement with the project by local and regional environmental, landowner, and public official stakeholders. 

Provides Direct Access to New Supply Regions: 

Historically, the Northeast region has relied on three main supply areas: Gulf Coast U.S., Canada and LNG.  During the last decade, the supply sources expanded to include Rockies/Midcontinent gas and eastern Canada production.  The biggest change has occurred in just the last six years with the rapid development of the Marcellus Shale gas basin in Appalachia.  Production from the Marcellus has transformed the supply dynamic into the Northeast.  Marcellus production has grown from 2 Bcf/d in 2008 to over 16 Bcf/d in 2014.  As the new local production has emerged, there has been a decline in the Northeast region’s imports from other U.S. supply basins, Canada, and LNG.  This extraordinary upswing in Northeast production is resulting in new delivery points and new pipeline infrastructure to bring this shale gas to market, and with it lower prices for consumers.  Canadian and LNG supplies have long played a significant role in gas supply to the Northeast U.S.  Canada remains pivotal to the region, but with new Marcellus supplies so near, the level of imports has begun to decline, falling by 50% from 2009 to 2012.   Natural gas production in the Marcellus and Utica regions is currently at approximately 16 Bcf/d and production is continuing to grow.  Algonquin is connected to this supply through approximately 3 Bcf/d of existing pipeline interconnections on pipelines with capacity in excess of 10 Bcf/d providing multiple receipt point options including, but not limited to upstream pipelines: Texas Eastern, Transco, Columbia, Tennessee Gas Pipeline, Millennium and Iroquois.  With Atlantic Bridge and/or Access Northeast, these multiple receipt point options provide a direct connection to a new, lower‐cost, stable source of natural gas supply for customers in New England and, more specifically, customers in Maine who have traditionally been tied to declining, often sporadic and expensive natural gas delivered from the north.        

    

PUBLIC    17 

 

 

Provides Firm Pipeline Transportation 24/7/365: 

The regional need for access to new natural gas supplies and new firm pipeline transportation is evident.  The Atlantic Bridge and/or Access Northeast projects provide economic solutions to the infrastructure gap between Marcellus supply and the Maine markets, offering year‐round firm transportation capacity.  This reliable and consistent service means customers will enjoy the benefits of accessing lower cost natural gas supplies with the confidence that it will be delivered by Algonquin and Maritimes on a firm basis.    

Provides Access to Premium Markets: 

Algonquin’s footprint traverses what is considered the most premium markets in North America.  Serving local distribution companies, industrial, and power generation customers, Algonquin currently delivers 2.6 Bcf/d of natural gas to delivery points across New Jersey, New York, Connecticut and Massachusetts.  As part of this customer base, Algonquin has approximately 1.4 Bcf/d of gas‐fired generation customers directly connected to the system.  Together with approximately 375,000 Dth/d of peak power generation demand on Maritimes, this represents approximately 60% of New England’s power generation demand directly connected to the two Spectra Energy pipelines.  In short, this makes Algonquin and Maritimes a critical fuel delivery system for New England power producers.   

    

PUBLIC    18 

 

 

Historically, power generators operating in the New England market have relied predominantly on unutilized capacity to deliver the natural gas required to power their plants.  This capacity, largely held by LDCs, has over the last number of winters become increasingly unavailable due to increased demand. This has resulted in extreme electricity price volatility in the region.  Spectra Energy is aligned with the Commission in the belief that additional natural gas pipeline infrastructure, both in the short term and the long term, is essential to strengthening electric reliability, which in turn will result in a reduction of prices and a reduction of daily price volatility.      

 

 

    

PUBLIC    19 

 

This presents a unique opportunity for customers in Maine who participate in the Atlantic Bridge and/or Access Northeast projects.  Given the New England market dynamics, and Algonquin’s vast footprint in the market, customers in Maine could take advantage of exceptional pipeline transportation optionality with access to these premium markets on a secondary basis when not fully utilizing their firm pipeline transportation. 

Minimizes Environmental and Stakeholder Impact: 

Customizing expansion capacity and building that new capacity within Algonquin and Maritimes’ existing pipeline footprint minimizes the environmental and stakeholder impact.  By utilizing existing corridors where the pipeline is already operating, the need for additional land acquisition is minimized, and disturbance to land owners and the communities that they live in is also minimized.  Expanding an existing pipeline within an established footprint also helps to reduce project execution risk.  While risk is inherent in any project, the probability of economic, regulatory, construction, or timing risk is dramatically reduced as compared to new greenfield pipeline development projects.  Reducing this risk will help to ensure timely project execution success for Algonquin and Maritimes. 

Spectra Energy Has a Proven Track Record: 

Spectra Energy is one of North America’s premier pipeline and midstream companies, developing critically important pipeline and related energy infrastructure projects for nearly a century.  Spectra Energy’s expertise, vast experience, existing and extensive pipeline footprint, connection to diverse supply sources and premium markets, and strong customer and stakeholder relationships all contribute to Spectra Energy’s proven track record of successful pipeline construction and operation in New England and throughout North America.   

    

PUBLIC    20 

At Spectra Energy, Safety Is at the Forefront: 

Spectra Energy is dedicated to safety in ALL aspects of its business and is extremely focused on uncompromisingly safe construction and operation of its facilities.  Spectra Energy follows a “compliance plus” mindset that goes beyond regulatory requirements.  Moreover, Spectra Energy reaches out beyond its internal focus and works closely with its contractors, regulators, and customers to ensure a safe work environment at all levels and dimensions of its business.  Further details on some of Spectra Energy’s specific safety initiatives and programs can be found on pages 23‐24 of this proposal. 

   

    

PUBLIC    21 

Project Execution Experience 

Spectra Energy grows its business by adding infrastructure capacity and services.  Since separating from Duke Energy in 2007, Spectra Energy has placed into service 63 fee‐based expansion projects totaling more than $7.5 billion.  Over the next three years, the company has plans to invest approximately $6 billion in additional growth projects. 

Key to Spectra Energy’s success has been a culture of excellence in project execution. Spectra Energy understands that executing projects requires attention to many details. In addition to this focus on the technical excellence of design and construction of new facilities, Spectra Energy is committed to a comprehensive stakeholder outreach effort that encompasses extensive consultation with landowners, politicians and agencies to identify environmental permitting considerations for the project. 

These projects are delivered by using a disciplined management approach to project execution.  The approach consists of phases and dates that describe the project life‐cycle and critical decision points.  The methodology is aligned with Project Management Institute’s best practices for establishing the right priorities and ensuring that decisions are based on well‐developed information. 

A macro overview of the capital expansion project lifecycle management system is provided below, with key processes/activities and quality goals highlighted beneath each phase. 

 

 

 

         

 

 

 

 

 

 

 

 

 

PHASE 2Scope/CostRefinement

» Concept development

» Feasibility

» Economic feasibility

» Initial risk assessment

» PFA/seed capital reqs

» Project team activated

» Pre‐budget

» Risk assessment

» Project plan developed

» Project team expanded

» Budget

» P2 design drawings

» RFI/RFQ construction

» Project plan baseline

» Review risks

» Project execution team

» Design drawings IFB/IFC

» Monitor change controls

» Construction  bid documents

» Project execution plan

» Regulatory response

» Project monitoring

» Begin construction

» Materials coordination

» Inspections

» Project monitoring & controls

» Risk review

» Restoration reporting

» Landowner releases

» Reg/Envpermits

» As‐builts and turnover

» Financial closure

» Lessons learned

» Contractor closure

PHASE 3Baseline

Regulatory Filings

PHASE 4Regulatory Approvals

Design & Permit

PHASE 5Construction & Commissioning

PHASE 6Project Closure

PHASE 1Initial

Project Scoping

QUALITY GOALS

» Put a sound strategy in place ‐ prepare for commercial deal and project success

» Conduct sound 

planning ‐ refine strategic planning requirements and facility/scope/cost estimates; prepare for regulatory approvals and next phase.

» Conduct sound 

planning ‐ refine all estimates and prepare for regulatory approvals, execution of strategies/plans and construction phases.

» Perform Effective 

Execution ‐ approvals, budget and materials management throughout construction and commissioning phases

» Perform Effective 

Execution ‐ approvals, accurate cost forecasting, construction and materials management throughout construction and commissioning phases

» Project Closure & 

Continuous Learnings– completion of all closure components and  documentation, including Lessons Learned for future reference

    

PUBLIC    22 

Recent Projects in Execution or Recently In Service  

The following diagram provides a geographical perspective of the scope and scale of projects Spectra Energy has currently in execution. 

 

 

 

 

 

 

 

 

Of particular interest would be the AIM project.  The AIM project is currently in the permitting phase of development, with the project’s FERC application being filed in February 2014.  Algonquin secured contractual commitments for the project from local distribution companies for new pipeline capacity of 342,000 Dth/d.  The planned in‐service of the AIM project is November 2016.  

 

    

PUBLIC    23 

 

Safe, Responsible and Reliable Operations 

Safety is the top priority for Spectra Energy.  The vision is that all Spectra Energy employees and contractors will demonstrate personal commitment to continuous safety improvement, resulting in a zero‐injury and zero‐work‐ related illness culture.  

We have a strong safety record.  Over the past five years, the incident rate for Spectra Energy’s onshore pipelines in the US is half of that in the industry as a whole.  While we already have a strong safety record, our goal is zero incidents.  No incident is acceptable.  Spectra Energy works closely with federal and state regulators to ensure safe, reliable natural gas for Americans, and we inspect more pipeline annually than required by state and federal regulations.  We also are committed to being a good neighbor in the communities that host our facilities.  

Spectra Energy is committed to managing its operations in a way that protects the safety, security, and health of its employees, its customers, and the public.  Experienced and highly trained employees operate and maintain the company’s pipelines and facilities using thoroughly tested internal procedures and standards, while adhering to strict regulations.  Spectra Energy strives to be an industry leader in pipeline integrity and service reliability. 

Each business provides contractor safety management programs.  The SAFE3 Contractor Safety Management Program focuses on hiring “safety capable” contractors, identifying and mitigating risks, oversight, and post‐job evaluations.  Since SAFE3’s development and implementation three years ago, Spectra Energy has achieved a significant reduction in U.S. contractor injuries. 

Spectra Energy actively manages the integrity of its assets in order to protect its employees and the public, and to ensure the reliable delivery of natural gas to its customers.  The company’s leadership and commitment to pipeline integrity has earned it industry‐wide respect and credibility. 

Spectra Energy’s well‐established Integrity Management Program includes systematic management and maintenance practices, such as sophisticated inspection devices and aerial pipeline patrols, designed to mitigate 

    

PUBLIC    24 

threats to its facilities. 

Customers rely on Spectra Energy to provide uninterrupted transportation of natural gas, so its facilities and equipment must be properly maintained and monitored.  The company tracks measures of reliability specific to its businesses. 

 

  

   

    

PUBLIC    25 

    

Appendix    

    

PUBLIC    26 

Spectra Energy Overview  Spectra Energy Corp (NYSE: SE), a Fortune 500 company, is one of North America’s leading pipeline and midstream companies.  Based in Houston, Texas, the company’s operations in the United States and Canada includes more than 22,000 miles of natural gas, natural gas liquids, and crude oil pipelines; approximately 305 billion cubic feet (Bcf) of natural gas storage; 4.8 million barrels of crude oil storage; as well as natural gas gathering, processing, and local distribution operations.   Spectra Energy is the general partner of Spectra Energy Partners (NYSE: SEP), one of the largest pipeline master limited partnerships in the United States and owner of the natural gas, liquids, and crude oil assets in Spectra Energy’s U.S. portfolio.  Spectra Energy also has a 50 percent ownership in DCP Midstream, the largest producer of natural gas liquids and the largest natural gas gatherer and processor in the United States.   Spectra Energy’s natural gas assets strategically connect conventional and unconventional natural gas supplies with four of the five fastest‐growing markets in North America.  Its natural gas storage facilities are strategically positioned to serve local distribution companies, power and gas utilities, marketers and traders, and producers.   

    

PUBLIC    27 

At Spectra Energy, we pride ourselves on creating a world‐class work environment and offering the most advance, sustainable energy solutions.  Below are some of our most recent awards.  Spectra Energy has served North America customers and communities for more than a century.  The company’s longstanding values are recognized through its inclusion in the Dow Jones Sustainability World and North America Indexes and the CDP Global 500 and S&P 500 Climate Disclosure and Performance Leadership Indexes.  For the seventh consecutive year Spectra Energy Corp was named to the 2014 CDP S&P 500 Climate Disclosure Leadership Index (CDLI) and Climate Performance Leadership Index (CPLI).  For the second consecutive year Spectra Energy was the only energy company to be named to the CPLI and the only energy company to make both indices.  Spectra Energy has also been named to the Dow Jones Sustainability World Index (DJSI World) for the fifth consecutive year, to the Dow Jones Sustainability North America Index (DJSI NA) for the seventh consecutive year, and as an Industry Leader among its peers.  Fortune Magazine's FORTUNE 500 

Annual ranking of America's largest corporations: 2008‐2014   Corporate Responsibility Magazine’s 100 Best Corporate Citizens List 

Named to the 100 Best Corporate Citizens List: 2011‐2014   Recognized as the best corporate citizen among utilities: 2012‐2013  

 Ethisphere Institute's World's Most Ethical Companies List Most recently, Spectra Energy was named for the third year in a row to Ethisphere Institute’s World’s Most Ethical Companies List for 2014.  Recognized for leadership in promoting ethical business standards, exceeding legal minimums for compliance and introducing innovative ideas: 2012‐2014.  

For more information, please go to www.spectraenergy.com. 

  

 

     

    

PUBLIC    28 

Business Segment Overview 

Spectra Energy is focused on delivering premium services through four very distinct business segments:  

U.S. Transmission – Spectra Energy has one of the largest pipeline and storage systems in North America 

Distribution – Spectra Energy is the second largest local distribution company in Canada serving 1.4 million customers in 400 communities and has the largest storage facilities in Canada 

Western Canada Transmission & Processing – Spectra Energy is one of the largest producers of natural gas liquids in Canada 

Field Services – Spectra Energy has a 50 percent interest in DCP Midstream – the largest natural gas processor in the U.S. 

 

 

    

PUBLIC    29 

The Way Spectra Energy Works 

Spectra Energy’s purpose is to create sustainable value for its investors, customers, employees and communities by providing natural gas gathering and processing, transmission, storage and distribution services.  It builds value by: 

Advancing the role of natural gas in meeting North America’s energy needs 

Delivering excellence in safety, reliability, customer responsiveness and profitability 

Capitalizing on the size and attributes of its existing assets 

Executing its expansion projects on time and on budget 

Pursuing strategic growth opportunities 

Spectra Energy’s Charter, Code of Business Ethics and commitment to economic, environmental and social responsibility define the way the company works. 

Spectra Energy’s values which guide the company’s actions and shape its decisions are: 

Stewardship – Demonstrating a commitment to environmental responsibility and vibrant communities 

Integrity – Ethically and honestly doing what it says it will do 

Respect for the Individual – Embracing diversity and inclusion, enhanced by openness, sharing, trust, leadership, teamwork and involvement 

Safety – Sharing a relentless commitment to a zero‐work‐related injury and illness culture 

High Performance – Accountability, achieving superior business results and stretching its capabilities 

Win‐Win Relationships – Having relationships which focus on the creation of value for all parties 

Initiative – Having the courage, creativity and discipline to lead change and shape the future   

The company distinguishes itself through its commitments to strong corporate governance and business ethics; safe, reliable operations; environmental stewardship; and community support and engagement.  

Corporate Governance and Business Ethics 

Spectra Energy conducts its business with integrity, transparency and accountability.  Its corporate governance systems are designed to be transparent and to ensure it complies with the letter and intent of all laws, regulations and rules that apply to its business and the industry, and that the company operates both ethically and profitably.   The Spectra Energy Charter establishes the vision, purpose, values and measures of success.  The values guide employees in the conduct of the business.  The Code of Business Ethics (Code) establishes standards designed to help employees conduct business ethically and honestly.  All company representatives are expected to abide by the Code.  The company’s policies guide its employees in managing day‐to‐day compliance with the Code and set corporate standards and guidance for conducting business.  In 2009, Spectra Energy strengthened its ethics expectations by revising the Code to address contractors, service providers and suppliers.  Contractors now undergo the company’s ethics training, and supply contracts and master services agreements now require vendors to abide by the Code and ethics practices.  

   

    

PUBLIC    30 

Regulatory and Permitting 

FERC Natural Gas Pipeline and Storage Process 

For purposes of illustration, Spectra Energy is describing the approach to obtaining a FERC Certificate for natural gas pipelines and storage facilities.  Spectra Energy has been actively involved with FERC in the review and approval process for natural gas pipeline and storage facilities for many years.  Since the inception of Spectra Energy in 2007, the company has worked with its customers and its regulators to successfully place into service over 63 projects.  Spectra Energy maintains an excellent working relationship with FERC.  

 FERC plays a key role in the development and expansion of U.S. natural gas transmission projects.  Under direction from the U.S. Congress, FERC regulates the transmission and storage of natural gas in interstate commerce.  FERC is charged with determining whether proposed projects are needed and in the public interest, and ultimately whether to issue a Certificate authorizing the construction and operation of facilities comprising the projects.  Their project development efforts continue by monitoring compliance through construction, operational commissioning, and post‐construction restoration work.  FERC’s natural gas certificate processes include consulting with stakeholders, such as landowners, community leaders, public officials and relevant federal, state and local agencies, identifying environmental and land‐use issues through a process that FERC refers to as its “scoping” process, and preparing environmental documents such as Environmental Assessments or Environmental Impact Statements.  Sponsors of large greenfield projects often request and receive a preliminary determination on non‐environmental issues prior to receipt of a final FERC order to provide an early indication of FERC’s findings regarding the economic aspects of the project.  Certificates are issued by final FERC order.   Pipeline companies seeking project authorization must file an Application for a Certificate (Certificate Application) with FERC.  The Certificate Application describes the purpose and commercial need for the project, the transportation rate to be charged to customers, and any specific terms and conditions of service that will apply to the project, proposed timing and scope of the facilities to be constructed, and a demonstration that the project applicant will be in compliance with all applicable regulatory requirements with respect to the project.  Applicants must evaluate project alternatives, identify a preferred alternative, and complete a thorough environmental analysis, including consultation with appropriate regulatory agencies, data reviews and field surveys.  Information obtained through this review is compiled into a document known as the “Environmental Report,” which the Applicant prepares as part of the Certificate Application.  The Environmental Report also details all other federal, state and local permits required for the project, as well as agencies consulted in preparation of the Environmental Report.  To determine whether a proposed project is in the public convenience and necessity, FERC, in addition to its review of the economic aspects of the project, conducts a comprehensive environmental review of the projects, in accordance with the National Environmental Policy Act (NEPA).  In the NEPA process, FERC works closely with Federal, state, and local agencies such as the U.S. Army Corps of Engineers, U.S. Fish and Wildlife Service, state departments of environmental protection, and other state and local agencies.  Other stakeholders, including project neighbors, landowners, and surrounding communities, are also invited to participate in the FERC process by attending meetings and providing comments or concerns at particular times in FERC’s review process. 

    

PUBLIC    31 

FERC will review the project, evaluating the need, proposed facility locations, and overall impact of project construction and operation, and will summarize its findings in either an Environmental Assessment or an Environmental Impact Statement, depending on characteristics of the project.  Upon completion of an Environmental Assessment or Environmental Impact Statement for a project and completion of its review of the economic aspects of the project, FERC will issue an order in which it determines, based on the entirety of its review, whether the project is in the public convenience and necessity.  If FERC so determines, it will issue a Certificate authorizing the construction and operation of the project facilities. 

 

FERC Pre‐Filing Process 

FERC has established a collaborative pre‐application process that gives landowners, government agencies and other interested stakeholders the opportunity to review project information and identify issues or concerns before a Certificate Application is filed with FERC or other permit applications are made.  This phase of project development is referred to as the Pre‐Filing Process.  Throughout the process, the Applicant and FERC will actively seek input from interested stakeholders through public outreach efforts that include written communications and public meetings.  Stakeholders are encouraged to participate and share any questions or concerns so they can be addressed prior to submittal of the Certificate Application.  Additionally, FERC reviews drafts of the Applicant’s Environmental Report during this stage of the project.  The Certificate Application, once filed, will identify a more detailed route and/or set of facilities and locations based on input that the Applicant has received from FERC and interested stakeholders during the Pre‐Filing Process.  At the beginning of the Pre‐Filing Process, FERC issues a Notice of Intent, or NOI, to prepare an Environmental  Assessment or Environmental Impact Statement (environmental document) for the proposed project.  With the NOI, FERC initiates a scoping period in which it seeks to discover and address concerns the public may have with the environmental and land‐use aspects of the project.  The primary goal of the scoping process is to focus FERC’s analysis in the Environmental Assessment or Environmental Impact Statement on the important environmental and land‐use issues.  Comments received during the scoping period will be incorporated into FERC’s environmental document.  

 

Project Application 

Once the Pre‐Filing Process is complete, the Applicant files a Certificate Application for the project along with an anticipated schedule.  Additionally, permit applications are submitted to other federal, state, and local agencies.  The permit proceedings conducted by these agencies often provide additional opportunity for public involvement.  Once the Certificate Application has been filed, FERC will issue a Certificate Docket number (CP__‐).  As with the Pre‐Filing Process, all public documents associated with the Certificate Application and filed with or issued by FERC are accessible via the e‐Library on FERC’s Web site (www.ferc.gov).  Additionally, copies of the Certificate Application and the Environmental Report will be made available at public locations within each county impacted by the project so that all stakeholders will have the opportunity to review and comment on the Certificate Application.  Notices of the Certificate Application filing and the locations to view the documents are 

    

PUBLIC    32 

sent to all identified stakeholders.  The project sponsors’ outreach effort to interested stakeholders continues through this stage of the project.  Within 10 business days of filing the Certificate Application, FERC will issue a Notice of Application, which will be posted in the Federal Register, notifying the public of the filing of the Certificate Application and the process for filing interventions or comments in the docket, and within 90 days of such notice, will issue a notice of schedule for environmental review of the Certificate Application, indicating when it expects to issue the final environmental document for the project and the deadline for final decisions from other relevant federal permitting agencies.  During its review period, FERC will identify any additional or clarifying information that may be needed from the Applicant and will complete its environmental document in accordance with NEPA and its evaluation of the economic aspects of the project.  Following issuance of the environmental document by FERC, stakeholders will have an opportunity to provide additional comments regarding the project.  FERC will review any comments received and respond to them in either a final environmental document or, provided FERC agrees that the project is of public convenience and necessity, the agency may address comments directly in its Certificate.   

Project Authorization 

Once FERC issues a Certificate, the Applicant must: 

Accept the Certificate within 30 days; 

File an affirmative statement indicating commitment to provide environmental training to all individuals working on the project; and 

File an Implementation Plan(s) within 60 days of the Certificate Order indicating how the project will comply with the conditions outlined in the Certificate Order. 

Project construction cannot begin until FERC authorizes a Notice to Proceed.  The FERC staff will conduct periodic site visits throughout construction to ensure ongoing compliance, including a visit as construction nears completion to review restoration efforts and identify any additional needed measures.  Applicants are also required to receive FERC approval prior to placing the project facilities into service.  Additional monitoring of the right‐of‐way will continue after the project facilities are placed into service to ensure restoration efforts are successful. 

 

Spectra Energy’s Approach to the FERC Process 

Spectra Energy understands the importance of communicating with FERC Staff as well as representatives of other regulatory agencies, landowners, special interest groups, and other stakeholders during the development, permitting, and construction of new projects.  To that end, Spectra Energy has received numerous recognitions and commendations on the success of their projects and Spectra Energy’s collaborative approach to working with all parties during the various stages of a project.   Spectra Energy will communicate early and often with FERC Staff and other stakeholders to identify and address potential problems and issues in the most efficient and effective manner.  This collaborative approach will be reflected in all phases of the project, from the identification of the optimum route for the pipeline to defining mitigation measures to address and minimize potential environmental impact, and to closely managing and 

    

PUBLIC    33 

monitoring pipeline construction activities to ensure compliance with permit conditions and commitments made to landowners and other stakeholders.   Spectra Energy is committed to embracing the FERC process and working with the FERC staff to successfully permit, construct, and operate the Project. 

   

    

PUBLIC    34 

Environmental Stewardship 

Description 

Environmental stewardship refers to responsibility for environmental quality shared by those whose actions affect the environment during development of a natural gas pipeline project.  Due diligence in identifying, mitigating and managing environmental impacts is important in order to ensure on‐time and on‐budget projects.  This process also informs engagement strategies with regulatory agencies, landowners, communities and other key stakeholder groups.  

Spectra Energy’s Approach 

Spectra Energy’s approach to managing environmental risks and impacts in construction will be consistent with its corporate approach across all its operations, as follows: 

• Identify and understand environmental impacts; 

• Design projects to avoid or minimize environmental impacts;     

• Manage and mitigate unavoidable impacts;  

• Encourage responsible use of natural gas in its retail market areas;  

• Engage and respond to stakeholders;  • Meet or exceed compliance requirements with applicable laws and regulations; and 

• Implement best management practices to minimize operational and environmental risks.  Spectra Energy has committed to be a responsible environmental steward while striving to help meet North America’s increasing demand for natural gas.  This environmental commitment is central to decisions on how Spectra Energy builds and manages its operations, helps customers address environmental impacts, and advocates for responsible public policies.  

Agency Outreach – Approach 

Spectra Energy will create a Public and Agency Participation Plan to contact key federal and state agencies with jurisdiction over the general project area to define the resources, factors, and processes that could influence the successful permitting of a project of this magnitude.  Items that would typically be addressed include the following: 

Identify the agency’s jurisdictional authority; 

Identify  resources  and  issues  that may  be  pertinent when  the  characteristics  of  the  project  are  (better) defined; 

Identify general approaches  that  the agency  (and, more  specifically,  the agency  staff) would  recommend once formal consultation begins; 

Identify local experts and special interest groups in the project area that may be parties; 

Establish a general timeline for the agency’s consultation and permitting process; and 

    

PUBLIC    35 

Identify typical mitigation considerations that may ultimately be advocated by agencies and special interest groups. 

Based on the information that is collected, Spectra Energy will prepare a preliminary cost estimate and schedule for environmental studies and permitting.  This will allow the company to evaluate potential schedule and cost implications of the project.  The results of this review will be documented in a Critical Issues Report. 

Public – Approach 

After conducting environmental due diligence and establishing a plan for initial agency dialogue, Spectra Energy will determine a public outreach and community engagement strategy in close cooperation with the Maine Public Utilities Commission.  In previous projects Spectra Energy has conducted “open houses” in order to provide the company’s description of the project to interested stakeholders and solicit information from participants about the project and any potential concerns.  For more information about Spectra Energy’s approach to public outreach refer to the section on Stakeholder engagement.  

Environmental Studies – Approach 

During the Development Period, Spectra Energy will initiate detailed agency consultation with a detailed project description to define the agency required field studies, including the protocols for those field studies.  Typical field studies may include the following. 

Special Status Species Surveys 

Special status species are those species of animals and plants for which state or federal agencies afford protection by law, regulation, or policy. Included in this category are federally listed and federally proposed species that are protected under the Endangered Species Act, or are considered as candidates for such listing by the U.S. Fish and Wildlife Service or National Marine Fisheries Service and those species that are state‐listed as threatened or endangered species or species of special concern.  Spectra Energy will consult with U.S. Fish and Wildlife Service and state commissions to review rare and endangered species.  Based on this information, Spectra Energy will conduct surveys of the project area for occurrences of or habitat for any such species identified as potentially present in the study area.  If it is necessary for Spectra Energy to contract agency‐recognized or agency‐required specialists to conduct or participate in such surveys, Spectra Energy will incorporate those specialists into the Spectra Energy team as early as possible. 

Cultural Resource Surveys 

Section 106 of the National Historic Preservation Act (NHPA) requires that the lead federal agency under the NEPA (which will certainly be the FERC for this project) take into account the effects of its undertakings on properties listed on, or eligible for listing on, the National Register of Historic Places and provide the Advisory Council on Historic Preservation (ACHP) an opportunity to comment on the undertaking.   To meet this requirement and assist with the formal federal and state consultation related to cultural resources, Spectra Energy will consult with the Division of Historical Resources and define what surveys will be required and what survey protocols (e.g., survey corridor widths and shovel test intervals) will have to be followed.  Once 

    

PUBLIC    36 

these parameters are defined, Spectra Energy will conduct field surveys in the survey area defined by the State Historic Preservation Office. 

Ambient Noise and Air Quality Measurements 

Depending on project requirements for compression equipment, Spectra Energy may conduct measurements of the ambient noise and air quality environments in the vicinity of any required/proposed compression units.  Any such measurements will be compliant with required standards and guidance from staff representatives of the jurisdictional regulatory agencies.    

    

PUBLIC    37 

Stakeholder Outreach 

For Spectra Energy, stakeholders are those who are, or could be, affected by the company’s operations.  These include, but are not limited to, customers, landowners, communities, government officials, regulators, non‐governmental organizations, suppliers, analysts, media and shareholders.   Spectra Energy is committed to identifying the stakeholders and potential issues related to the Project, determining appropriate and effective methods of communication, identifying responsible parties, documenting the public consultation process and adhering to communication protocols.   Spectra Energy believes earlier and more collaborative involvement will lead to project designs that minimize impacts to landowners, communities and the environment while enabling the company to develop more comprehensive applications submitted to submit to the FERC, state agencies, and local jurisdictions.  

Stakeholder Outreach Principles and Approach  

Spectra Energy works closely with stakeholders in areas affected by its projects to foster long‐term relationships built on trust and respect.  Spectra Energy’s core values guide its stakeholder outreach programs and activities as well as the work of its employees and contractors.  In conducting business, Spectra Energy’s values guide its approach:  

• Stewardship ‐ Demonstrating a commitment to environmental responsibility and vibrant communities.  

• Respect for the Individual ‐ Embracing diversity and inclusion, enhanced by openness, sharing, trust, leadership, teamwork and involvement.  

• Integrity ‐ Ethically and honestly doing what we say we will do. • Win‐Win Relationships ‐ Having relationships that focus on the creation of value for all parties. 

• Initiative ‐ Having the courage, creativity and discipline to lead change and shape the future.  While these values guide the company’s company‐wide stakeholder outreach approach, Spectra Energy tailors its activities for each project, ensuring that the dialogue with stakeholders is open, transparent and meaningful.   Spectra Energy’s Stakeholder Engagement Principles, developed to guide its interactions, are:  

•  To be respectful of and considerate to all stakeholders.  

•  To engage with those affected by our business.  

•  To consider stakeholder‐identified issues in its decision‐making process.  

• To provide timely and accurate communication using accessible information and language.  

•  To be transparent in its processes and communications.  

Spectra Energy’s stakeholder outreach activities are endorsed by its executive management team.  Spectra Energy has a company‐wide and customized programs for each activity and project, and communication plans that provide employees the “who, what, where and when” protocols when conducting business.  

    

PUBLIC    38 

To ensure effective dialogue with its stakeholders, Spectra Energy relies on one‐on‐one discussions, face‐to‐face meetings, open houses, websites, legal notices, media outreach and individual letters sent via mail.  Communications and materials are conducted in multiple languages, as needed.   The key criteria inherent in implementing a successful stakeholder consultation plan are the ability and knowledge to explain a project’s benefits and its potential impacts; to respond to questions, concerns and issues; and, whenever possible, to mitigate potential impacts.  In order to sustain a successful program, Spectra Energy seeks, involves, informs and responds to stakeholders by implementing the planning process early, with open and collaborative activities.  The company executes its plans by engaging in and sustaining understandable, accurate and timely dialogue with its stakeholders.  This process helps build and maintain win‐win relationships.   Spectra Energy works closely with stakeholders in areas affected by its projects and strives to create mutually beneficial relationships with communities built on trust and respect.  Spectra Energy also has a long history of working successfully with indigenous peoples across many of its operating areas.