New York State Elec. & Gas v. FirstEnergy Corp., No. 11-4143 (2d Cir. 2014)

Annotate this Case
Justia Opinion Summary

NYSEG filed suit against FirstEnergy under section 107(a) of the Comprehensive Environmental Response, Compensation, and Liability Act of 1980 (CERCLA), 42 U.S.C. 9601 et seq., to recover certain costs incurred in remediating coal tar contamination at certain of NYSEG's manufactured gas plants in upstate New York. NYSEG contends that FirstEnergy is liable as the successor to NYSEG's former parent company, AGECO, for a portion of the cleanup costs. FirstEnergy filed counterclaims against NYSEG and third-party claims against I.D. Booth, the current owner of one of the sites, for cost contribution under section 113(f). The district court held that NYSEG was entitled to recover certain cleanup costs from FirstEnergy based on a veil piercing theory, but limiting that recovery to certain sites. The district court also found I.D. Booth liable for a portion of the cleanup costs at one site. The court held that NYSEG's CERCLA claims against FirstEnergy are not barred by the covenant not to sue; AGECO is not directly liable under CERCLA as an operator; FirstEnergy is liable to NYSEG on a veil piercing theory based on AGECO's control of NYSEG from 1922 to January 10, 1940, but not for contamination created by other AGECO subsidiaries before those subsidiaries merged into NYSEG; NYSEG's claims as to the (a) Plattsburgh site are timely, (b) Norwich site are untimely, and (c) Oswego site are untimely; the district court did not err in calculating total gas production at the sites; the district court did not abuse its discretion in reducing NYSEG's recovery from FirstEnergy by a portion of NYSEG's $20 million insurance settlement; the district court did not abuse its discretion in declining to reduce NYSEG's recovery to reflect the increased value of the remediated properties or NYSEG's alleged delay in the remedial efforts; and I.D. Booth is liable for a portion of cleanup costs and the district court did not abuse its discretion in apportioning liability in this respect. Accordingly, the court affirmed in part, vacated in part, and remanded for further proceedings.

Download PDF
11 4143 cv (L)  New York State Elec. & Gas Corp. v. FirstEnergy Corp.  UNITED STATES COURT OF APPEALS  FOR THE SECOND CIRCUIT                  August Term 2013  (Argued: March 6, 2014    Decided: September 11, 2014)  Docket Nos. 11 4143 cv(L); 11 4146 cv(XAP);  11 4149 cv(XAP)      NEW YORK STATE ELECTRIC AND GAS CORPORATION,            Plaintiff Counter Defendant   Appellant Cross Appellee,  v.  FIRSTENERGY CORPORATION,   Defendant Counter Claimant   Appellee Cross Appellant,  FIRSTENERGY CORPORATION,  Third Party Plaintiff Appellee,    v.  I.D. BOOTH, INC.,    Third Party Defendant Appellant.  ON APPEAL FROM THE UNITED STATES DISTRICT COURT  FOR THE NORTHERN DISTRICT OF NEW YORK  Before:  RAGGI, LYNCH, AND CHIN, Circuit Judges.  Appeal from a judgment after trial before the United States District  Court for the Northern District of New York (Peebles, M.J.), addressing claims  under the Comprehensive Environmental Response, Compensation, and  Liability Act of 1980, 42 U.S.C. §§ 9601 et seq., for costs incurred in cleaning up  coal tar contamination at manufactured gas plant sites in upstate New York.  The  district court held the corporate successor to plaintiffʹs former parent company  liable for a portion of the costs on a veil piercing theory, and it held the current  owner of one site liable for a portion of the costs as well.     AFFIRMED IN PART, VACATED IN PART,  AND REMANDED.                            ____________________________    DAVID L. ELKIND (Keisha A. Gary, Woody N.  Peterson, Geoffrey M. Long, on the brief),  Dickstein Shapiro LLP, Washington, DC,  for Plaintiff Counter Defendant Appellant Cross Appellee New York State Electric and  Gas Corporation.    PAUL D. CLEMENT (Gregory W. Hicks, Jr., Erin E.  Murphy, on the brief), Bancroft PLLC,  Washington, DC, and John F. Stoviack, Saul   2      Ewing LLP, Philadelphia, PA, for Defendant Counter Claimant Appellee Cross Appellant Third Party Plaintiff Appellee FirstEnergy  Corporation.    BRYAN J. MAGGS (Donald S. Thompson, on the  brief), Davidson & OʹMara, P.C., Elmira,  NY, for Third Party Defendant Appellant I.D.  Booth.  ____________________________                             CHIN, Circuit Judge:      In this case, New York State Electric and Gas Corporation  (ʺNYSEGʺ) sued FirstEnergy Corporation (ʺFirstEnergyʺ) under section 107(a) of  the Comprehensive Environmental Response, Compensation, and Liability Act  of 1980, 42 U.S.C. §§ 9601 et seq. (ʺCERCLAʺ), to recover certain costs incurred in  remediating coal tar contamination at certain of NYSEGʹs manufactured gas  plants in upstate New York.  NYSEG contends that FirstEnergy is liable as the  successor to NYSEGʹs former parent company, Associated Gas & Electric  Company (ʺAGECOʺ), for a portion of the cleanup costs.  FirstEnergy filed  counterclaims against NYSEG and third party claims against I.D. Booth, Inc.  (ʺI.D. Boothʺ), the current owner of one of the sites, for cost contribution under  section 113(f) of CERCLA.       3      On July 11, 2011, following a bench trial, the United States District  Court for the Northern District of New York (Peebles, M.J.) issued a decision and  order holding that NYSEG was entitled to recover certain cleanup costs from  FirstEnergy based on a veil piercing theory, but limiting that recovery to certain  sites.  New York State Elec. & Gas Corp. v. FirstEnergy Corp., 808 F. Supp. 2d 417,  499 502 (N.D.N.Y. 2011) (ʺNYSEGʺ).1  The district court also found I.D. Booth  liable for a portion of the cleanup costs at one site.  Id. at 519.  We affirm in part, vacate in part, and remand.    STATEMENT OF THE CASE  A. The MGPs  This case arises from the cleanup of hazardous waste created at  certain former manufactured gas plants (ʺMGPsʺ) in upstate New York, currently  or formerly owned by NYSEG or its predecessor companies.  MGPs began  operating in the United States in the 1800s, producing gas used for cooking,  lighting, and heating.  The plants created gas by heating coal to very high  temperatures in large ovens.  The gas was then cleaned, processed and piped out  for use.  Unfortunately, as the gas cooled, it created a number of by products,                                                 1 In accordance with 28 U.S.C. § 636(b)(1)(B),  the parties consented to have a United  States magistrate judge conduct the proceedings.    4      including coal tar, which inevitably leaked from tar handling equipment.   Because coal tar is heavier than water, it tends to migrate in the subsurface, and  travels underground from a site through the water table until it runs into a  confining layer, such as bedrock.  Coal tar also leaches into groundwater, causing  groundwater contamination.  The Environmental Protection Agency (ʺEPAʺ)  listed coal tar as a hazardous waste in 1992.  See 40 C.F.R. § 261.32(a) (2012);  see  also Identification and Listing of Hazardous Waste; CERCLA Hazardous  Substance Designation; Reportable Quantity Adjustment; Coke By Products  Wastes, 57 Fed. Reg. 37,284 285 (Aug. 18, 1992) (codified at 40 C.F.R. Pts. 261, 271,  & 302).  Most of the MGPs closed in the 1930s and 1940s when natural gas  began to be delivered through interstate pipelines.  In this case, all of the waste in  dispute was manufactured before 1940.  NYSEG or its predecessors owned at  least thirty eight MGP sites, including the sites at issue in this case.   B. The Cleanup  Most of the sites at issue were listed by the New York State  Department of Environmental Conservation (ʺDECʺ) in 1986 as Class Êº2aʺ sites   5      on the Registry of Inactive Hazardous Waste Disposal Sites in New York.2  In the  1980s, NYSEG investigated all the MGP sites involved in this case, except  Newark and Corning.  In March 1994, DEC entered into a Consent Order with  NYSEG addressing the investigation and cleanup of coal tar and associated  hazardous substances at all the sites in this action, except Corning.  Since then,  DEC has retained oversight of the cleanup process and approved all cleanup  projects at each MGP site at issue in this case.    C. Corporate History  The history of the corporations involved in this case is long and  tortured.  We relate only the points relevant to the issues before us.3  AGECO was incorporated as a public utility holding company in  1906.  By 1907 it owned the common stock of several utility companies.  Mergers  of certain of its subsidiaries in 1916 and 1918 eventually led to what became                                                 2 Generally, Class 2 sites present a Êºsignificant threat to public health or the  environment.ʺ  N.Y. Comp. Codes R. & Regs. tit. 6, § 375 2.7(b)(3)(ii).  Class 2a is a  temporary classification assigned to a site that has had inadequate and/or insufficient  date for inclusion in any of the other classifications.  See Hazardous Waste Site  Classification, New York State Department of Environmental Conservation,  www.dec.ny.gov/chemical/8654.html (last visited Sept. 9, 2014).      3 As the district court noted, FirstEnergy is collaterally estopped from challenging the  findings of the district court in Rochester Gas & Elec. Corp. v. GPU, Inc., No. 00 CV 6369,  2008 WL 8912083 (W.D.N.Y. Aug. 8, 2008), affʹd, 355 Fed. Appʹx 547 (2d Cir. 2009),  regarding the corporate history of AGECO and FirstEnergy.  FirstEnergy is in privity  with GPU, as the two were merged in 2001.  NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 430 n.3.     6      known as the New York State Gas and Electric Corporation.  In 1928, the latter  entity changed its name to the New York State Electric Corporation, and a year  later it adopted its current name, New York State Electric and Gas Corporation.   Hence, NYSEG was created through the merger of certain AGECO subsidiaries.    Over the years, AGECO acquired other utility companies and MGPs,  either directly or through other holding companies.  In the 1930s, NYSEG  acquired a number of MGPs from AGECO subsidiaries.  By 1939, NYSEG had  acquired all the MGPs at issue in this action from AGECO.       D. The Bankruptcy  On January 10, 1940, AGECO filed for bankruptcy.  Pursuant to the  reorganization plan, AGECO merged into AGECORP, which subsequently  changed its name to General Public Utilities Corporation, which later became  GPU.  In 2001, GPU merged into FirstEnergy.  Hence, FirstEnergy is the  successor to AGECO.      On June 26, 1945, during the bankruptcy proceedings, NYSEGʹs  board of directors adopted a resolution not to bring any claims against AGECO,  instead assigning NYSEGʹs claims to N.Y. PA NJ Utilities Company:   [T]hat in accordance with the request of N.Y. PA NJ Utilities  Company dated May 9, 1945, this Company shall take no action   7      with respect to the filing of any claim or claims against the Estate of  [AGECO] or the Estate of [AGECORP] . . . ; provided, however,  that in consideration therefor N.Y. PA NJ Utilities Company  shall release this Corporation and its officers and directors  from any liability arising from the omission of this  Corporation to file such claim or claims and also from any  liability for having made or approved allegedly excessive  payments through various service corporations or funds prior  to 1939; and provided, further that the Trustees of the above mentioned Estates shall execute and deliver to this  Corporation [an] appropriate covenant not to sue on account  of any alleged failure to pay its pro rata share of any alleged  Federal tax liability for the years 1927 to 1993, inclusive.      NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 433 (emphasis added).     E. Procedural History  This litigation began in April 2003, when NYSEG sued FirstEnergy  under section 107(a) of CERCLA for cleanup costs at twenty four MGPs in  upstate New York.  This number was reduced to seventeen sites before trial.   During the trial, NYSEGʹs claims with respect to the Auburn Clark Street site  were dismissed pursuant to Fed. R. Civ. P. 52(c), leaving sixteen sites at issue.   NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 446 n.11.    At trial, NYSEG alleged that it spent more than $94 million in  cleanup costs on the sixteen sites through the end of 2009, and that it faced  another $144 million in future cleanup costs.  Id. at 428.   8      On July 11, 2011, the district court issued a decision and order,   NYSEG, 808 F. Supp. 2d 417, holding principally that:    1) NYSEG was not barred by a covenant not to sue from seeking  contribution from FirstEnergy under CERCLA.     2) FirstEnergy was not liable for cleanup costs as an Êºowner.ʺ     3) FirstEnergy was not directly liable for cleanup costs as an  ʺoperator.ʺ     4) NYSEG was permitted to pierce the corporate veil to hold  FirstEnergy liable as an Êºoperatorʺ for the period from 1922 to  1940.       5) NYSEG was not permitted to pierce the corporate veil for the  period prior to 1922 or after 1940.     6) Cost recovery by NYSEG at the Norwich and Owego sites was  precluded by the statute of limitations.     7) Cost recovery by NYSEG at the Plattsburgh site was not  precluded by the statute of limitations.     8) A portion of a $20 million insurance payment to NYSEG could be  used to offset costs assigned to FirstEnergy.    9) The court could rely on FirstEnergyʹs coal tar production  calculations for (1) the pre 1887 period and (2) the post 1930  period.    10) FirstEnergy was entitled to contribution from I.D. Booth based  on I.D. Boothʹs status as an owner of one of the sites.     9      An Amended Final Judgment was entered on September 7, 2011,  awarding NYSEG $29,715,225 for past and future cleanup costs for sixteen sites.   I.D. Booth was held liable for $179,122 plus a share of future costs with respect to  the Cortland Homer site.  These appeals followed.  DISCUSSION  A.  CERCLA  Congress enacted CERCLA, 42 U.S.C. §§ 9601 et seq., to address the  cleanup of hazardous waste by imposing strict liability for necessary cleanup  costs incurred that are Êºconsistent with the national contingency plan.ʺ  CERCLA  § 107(a)(4)(B), 42 U.S.C. § 9607(a)(4)(B).   Private parties who engage in cleanup  activity can recover costs associated with such actions by bringing claims under  either section 107(a) or section 113(f) of CERCLA against Êºpotentially responsible  partiesʺ (ʺPRPsʺ).  CERCLA created four classes of PRPs: (1) present owners and  operators of facilities that accepted hazardous substances for transport; (2) past  owners and operators of such facilities; (3) generators of hazardous substances;  and (4) certain transporters of hazardous substances.  42 U.S.C. § 9607(a); see also  Price Trucking Corp. v. Norampac Indus., Inc., 748 F.3d 75, 79 80 (2d Cir. 2014).     10      Private parties have two options to recover their cleanup costs from  other PRPs.  First, under section 107(a), a property owner or operator who has  spent money on cleaning up hazardous waste may seek reimbursement for  cleanup costs from other PRPs.  See Niagra Mohawk Power Corp. v. Chevron U.S.A.,  Inc., 596 F.3d 112, 120 21 (2d Cir. 2010).  This option, however, is limited to the  ʺnecessary costs of response . . . consistent with the national contingency plan.ʺ   42 U.S.C. § 9607(a)(4)(B).  Second, under section 113(f), Êº[a]ny person may seek contribution  from any other person who is liable or potentially liable under [section 107(a)]  during or following any civil action under section 9606 of this title or under  section 9607(a) of this title.ʺ  42 U.S.C. § 9613(f)(1).  In other words, a PRP who  has been sued under section 107(a) to contribute to cleanup costs   even if it has  not yet spent any money on cleanup activities   can seek contribution from other  PRPs for cleanup costs, including from the initial plaintiff who sued the PRP  under section 107(a).  Here, NYSEG has sued FirstEnergy under section 107(a)  and FirstEnergy has filed claims against NYSEG and I.D. Booth under section  113(f).     11      We construe CERCLA liberally to advance its Êºdual goals of cleaning  up hazardous waste and holding polluters responsible for their actions.ʺ  New  York v. Next Millenium Realty, LLC, 732 F.3d 117, 124 (2d Cir. 2013); see also Prisco  v. A&D Carting Corp., 168 F.3d 593, 602 (2d Cir. 1999) (ʺAs a remedial statute,  CERCLA should be construed liberally to give effect to its purposes.ʺ (quoting  B.F. Goodrich v. Betkoski, 99 F.3d 505, 514 (2d Cir. 1996), overruled on other grounds  by New York v. Natʹl Serv. Indus., Inc., 532 F.3d 682, 685 (2d Cir. 2003) (internal  quotation marks omitted)); B.F. Goodrich Co. v. Murtha, 958 F.2d 1192, 1198 (2d  Cir. 1992) (ʺBecause it is a remedial statute, CERCLA must be construed liberally  to effectuate its two primary goals: (1) enabling the EPA to respond efficiently  and expeditiously to toxic spills, and (2) holding those parties responsible for the  releases liable for the costs of the cleanup.ʺ).  B.  Analysis      These appeals present the following issues:  (1) whether NYSEGʹs  CERCLA claims against FirstEnergy are barred by the covenant not to sue; (2)  whether AGECO is directly liable under CERCLA as an operator; (3) whether  FirstEnergy is liable to NYSEG on a piercing the corporate veil theory (a) based  on AGECOʹs control over NYSEG from 1922 to 1940, and (b) for contamination   12      created by other AGECO subsidiaries before the subsidiaries were merged into  NYSEG, and before AGECO owned the subsidiaries that were later merged into  NYSEG; (4) whether NYSEGʹs claims as to the Plattsburgh, Norwich, and Owego  sites are time barred; (5) whether the district court erred in calculating total gas  production at the sites; (6) whether NYSEGʹs recovery from FirstEnergy could be  reduced by a portion of NYSEGʹs $20 million insurance settlement;  (7) whether  NYSEGʹs recovery should have been reduced either (a) to reflect the increased  value of the remediated properties or (b) because of NYSEG s alleged delay in  the remedial efforts; and (8) whether I.D. Booth is liable for a portion of cleanup  costs.      We review the district courtʹs interpretation of the covenant not to  sue, its decisions whether to pierce the corporate veil, and its  statute of limitations determinations de novo.  See Krumme v. WestPoint Stevens  Inc., 238 F.3d 133, 144 (2d Cir. 2000) (waiver); Thrift Drug, Inc. v. Universal  Prescription Admʹrs, 131 F.3d 95, 97 (2d Cir. 1997) (veil piercing); Castagna v.  Luceno, 744 F.3d 254, 256 (2d Cir. 2014) (statute of limitations).  We review the  district courtʹs findings of fact for clear error and its conclusions of law de novo,  Amalfitano v. Rosenberg, 533 F.3d 117, 123 (2d Cir. 2008), and its evidentiary   13      rulings for abuse of discretion, Boyce v. Soundview Tech. Grp., Inc., 464 F.3d 376,  385 (2d Cir. 2006).  We review the district courtʹs allocation of response costs for  abuse of discretion.  Goodrich Corp. v. Town of Middlebury, 311 F.3d 154, 168 69 (2d  Cir. 2002).     1.  The Covenant Not To Sue   FirstEnergy argues the district court erred when it held that  NYSEGʹs claims were not foreclosed by the covenant not to sue that AGECO  included in the resolution adopted by NYSEGʹs board of directors during the  bankruptcy proceedings in 1945.  NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 503.     NYSEG argues that the covenant does not bar its claims  because: (1) there is no evidence the covenant was ever executed and  delivered and (2) the resolution is limited to claims of NYSEG in 1945  against the bankruptcy estates of AGECO and AGECORP in the  bankruptcy proceedings.       A covenant not to sue is Êºan agreement by one having a  present right of action against another not to sue to enforce such right.ʺ   Colton v. New York Hosp., 53 A.D.2d 588, 589, 385 N.Y.S.2d 65, 66 (1st Depʹt  1976); accord McMahan & Co. v. Bass, 250 A.D.2d 460, 461, 673 N.Y.S.2d 19,   14      21 (1st Depʹt 1998) (covenant not to sue Êºconstitutes an agreement to  exercise forbearance from asserting any claim which either exists or which  may accrueʺ).  Although a covenant not to sue is distinct from a release,  which is the Êºpresent abandonment of a right or claim,ʺ Colton, 53 A.D.2d  at 589, a covenant not to sue has been Êºheld to operate as a release . . . in so  far as the person to whom the covenant, in terms, runs, is concerned.ʺ   Shaw v. Crissey, 182 Misc. 27, 28, 43 N.Y.S.2d 237, 239 (Sup. Ct. Saratoga  Cnty. 1943).  Here, however, the covenant never became operative because  a condition precedent to its validity never occurred.  Under New York  Law, Êºwhen there is a Ê¹condition precedent to the formation or existence of  the contract itself . . . no contract arises Ê¹unless the condition occurs.ʹʺ   Adams v. Suozzi, 433 F.3d 220, 227 (2d Cir. 2005) (quoting Oppenheimer &  Co., Inc. v. Oppenheim, Appel, Dixon, & Co., 86 N.Y.2d 685, 690 (1995))  (emphasis omitted).  The board resolution explicitly stated that NYSEG  releases its claims Êºprovided . . . that [AGECO Trustees] shall execute and  deliver to [NYSEG] an appropriate covenant not to sueʺ for certain alleged  failures.  NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 433.  Yet FirstEnergy failed to offer   15      proof that satisfied this condition.  Because FirstEnergy failed to carry its  burden of proof to show that the conditions precedent to the existence of  the NYSEG covenant occurred, we affirm the district courtʹs ruling that the  covenant does not bar NYSEGʹs claims.4    2.   AGECOʹs direct liability as a CERCLA Êºoperatorʺ   NYSEG argues that FirstEnergy is directly liable as an operator of  the Cortland Homer, Ithaca Court Street, and Norwich MGPs between 1906 and  1910 and the Oneonta MGP between 1916 and 1922 because AGECO Êºdirectly  managed and operatedʺ these MGPs.  NYSEG Br. at 24.   Under CERCLA, Êºany person who operates a polluting facility is  directly liable for the costs of cleaning up the pollution . . . regardless of whether  that person is the facilityʹs owner [or] the ownerʹs parent corporation.ʺ  United  States v. Bestfoods, 524 U.S. 51, 65 (1998) (internal citations omitted).  An  ʺoperatorʺ is defined as Êºsomeone who directs the workings of, manages, or                                                 4 Although the district court held that the resolution did not bar NYSEGʹs claims against  FirstEnergy because the language was not broad enough to cover CERCLA liability,  NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 503, we may   and do   affirm on other grounds.  See Olsen  v. Pratt & Whitney Aircraft Div. of United Techs. Corp., 136 F.3d 273, 275 (2d Cir. 1998) (ʺIt  is well settled that we may affirm on any grounds for which there is a record sufficient  to permit conclusions of law, including grounds not relied upon by the district court.ʺ  (internal quotation marks omitted)).       16      conducts the affairs of a facility.ʺ  Id. at 66.   To be held liable under CERCLA, an  operator must Êºmanage, direct, or conduct operations specifically related to  pollution, that is, operations having to do with the leakage or disposal of  hazardous waste, or decisions about compliance with environmental  regulations.ʺ  Id. at 66 67.  Whether an entity directly operates a facility is a  factual issue that we review for clear error.  See Am. Cyanamid Co. v. Capuano, 381  F.3d 6, 23 (1st Cir. 2004).       There are three circumstances under which a parent can be held  liable as a direct operator of a subsidiaryʹs facilities: (1) Êºwhen the parent operates  the facility in the stead of its subsidiary or alongside the subsidiary in some sort  of a joint ventureʺ; (2) when Êºa dual officer or director . . . depart[s] so far from  the norms of parental influence exercised through dual officeholding as to serve  the parent, even when ostensibly acting on behalf of the subsidiaryʺ; and (3)  when Êºan agent of the parent with no hat to wear but the parent s  hat . . . manage[s] or direct[s] activities at the facility.ʺ  Bestfoods, 524 U.S. at 71.    In considering these questions, a court must focus on the relationship between   17      the parent and the facility in question, not the parent and the subsidiary.  See id. at  67 68. 5  Here, the district court found that AGECO was not an operator  during this period because it did not sufficiently Êºparticipate[ ] in the activitiesʺ  of the facilities.  Id. at 68.  Specifically, the district court relied on the fact that:  [E]ach MGP facility retained its own superintendent on  site who was responsible for the day to day activities,  and there is no evidence that the superintendent  reported to and was controlled by AGECO and the  service companies, as distinct from the corporate  management and board of directors of NYSEG and  those of other subsidiary utility companies.      NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 493.    The district court noted that while NYSEG and AGECO entered into  service agreements under which AGECO was Êºretained to provide such services  as general operator and financial manager of NYSEGʹs properties,ʺ those  agreements did not Êºreveal the type of management and control over polluting  activities envisioned by Bestfoods as necessary to support a finding of direct  operator liability.ʺ  Id. at 493 94.  The fact that AGECO took steps to Êºmonitor and  controlʺ its subsidiariesʹ activities, including arranging for these service                                                 5 As discussed below, the parentʹs control over the subsidiary can establish indirect  liability under a veil piercing theory.  Bestfoods, 524 U.S. at 70.   18      agreements, was consistent with AGECOʹs role as a parent corporation managing  the activities of its subsidiary.  Id.  As the Bestfoods court observed:  Activities that involve the facility but which are  consistent with the parentʹs investor status, such as  monitoring of the subsidiaryʹs performance, supervision  of the subsidiaryʹs finance and capital budget decisions,  and articulation of general policies and procedures,  should not give rise to direct liability.       524 U.S. at 72 (alterations omitted).   NYSEGʹs arguments to the contrary are not persuasive because the  activities it cites are consistent with acceptable practices of a parent corporation.   For example, NYSEG points to a series of reports issued by the Federal Trade  Commission between 1932 and 1934, which stated that after AGECOʹs owners  transferred the stock of Ithaca Gas Light, Norwich Gas Company, and Homer &  Cortland Gas Light Company (the owners of the Cortland Homer, Ithaca Court  Street, and Norwich MGPs) to AGECO, AGECO brought the companies under  ʺcommon control and managementʺ and managed and operated their MGPs  from 1906 to 1910.  NYSEG Br. at 5.  More specifically, NYSEG cites Brownʹs  Directory of American Gas Companies (ʺBrownʹs Directoryʺ), which reported that the  same AGECO personnel held the offices of President, Vice President, Secretary,  and General Manager of the three MGPʹs during this period.  NYSEG also points   19      to the previously mentioned service contracts with W.S. Barstow & Company  and J.G. White & Company, which were in effect at various points between 1910  and 1922 as evidence of direct control of the Cortland Homer, Ithaca Court  Street, Norwich, and Oneonta MGPs.   The district court did not err in holding that these general  allegations failed to support a finding of direct operator liability as they do not  show that AGECO operated the facility Êºin the stead of its subsidiary.ʺ  See  Bestfoods, 524 U.S. at 71.  The holding of dual officerships and directorships,  without more, is insufficient to establish operator liability.  Id. at 70 71.  To  warrant direct liability, a dual officer or director must Êºdepart so far from the  norms of parental influence exercised through dual officeholding as to serve the  parent, even when ostensibly acting on behalf of the subsidiary in operating the  facility.ʺ  Id.  The district court did not commit clear error in finding no such  departure in this case.  F.D.I.C. v. Providence Coll., 115 F.3d 136, 140 (2d Cir. 1997)  (ʺWe will set aside a district courtʹs findings of fact following a bench trial only if  those findings are clearly erroneous.ʺ).  Similarly, the supervisory activities  engaged in by AGECO (monitoring performance, supervising finances, etc.) fall  within the parameters of the parent subsidiary relationship.  Bestfoods, 524 U.S. at   20      72.  Thus, we affirm the district courtʹs decision not to find direct operator  liability.      3. Piercing the Corporate Veil  a.  Contamination Created by NYSEG.   FirstEnergy argues that the district court erred in piercing the  corporate veil to hold it liable for cleanup costs for pollution created by NYSEG.   It is fundamental that a parent is considered a legally separate entity  from its subsidiary, and cannot be held liable for the subsidiaryʹs actions based  solely on its ownership of a controlling interest in the subsidiary.  Bestfoods, 524  U.S. at 61; Carte Blanche (Singapore) Pte., Ltd. v. Diners Club Intern., Inc., 2 F.3d 24,  26 (2d Cir. 1993).  Under New York law,6 however, a parent can be held liable for  the actions of a subsidiary where a plaintiff shows: (1) the parent corporation  dominates the subsidiary in such a way as to make it a Êºmere instrumentalityʺ of  the parent; (2) the parent company exploits its control to Êºcommit fraud or other  wrongʺ; and (3) the plaintiff suffers an unjust loss or injury as a result of the  fraud or wrong.  Wm. Passalacqua Builders, Inc. v. Resnick Developers S., Inc., 933                                                 6 The parties agree that this issue is governed by New York law.  See NYSEG, 808 F.  Supp. 2d at 496.    21      F.2d 131, 138 (2d Cir. 1991) (internal quotations omitted); accord Bestfoods, 524  U.S. at 63 64.      As to the first prong, courts consider the following factors to  determine the degree of domination by the parent:    (1) the absence of the formalities and paraphernalia that are part and  parcel of the corporate existence, i.e., issuance of stock, election of  directors, keeping of corporate records and the like[;]    (2) inadequate capitalization[;]    (3) whether funds are put in and taken out of the corporation for  personal rather than corporate purposes[;]    (4) overlap in ownership, officers, directors, and personnel[;]    (5) common office space, address and telephone numbers of  corporate entities[;]    (6) the amount of business discretion displayed by the allegedly  dominated corporation[;]    (7) whether the related corporations deal with the dominated  corporation at arms length[;]    (8) whether the corporations are treated as independent profit  centers[;]    (9) the payment or guarantee of debts of the dominated corporation  by other corporations in the group[;] and      22      (10) whether the corporation in question had property that was            used by other of the corporations as if it were its own.    Passalacqua, 933 F.2d at 139.  The ultimate question is whether Êºthe policy behind  the presumption of corporate independence and limited shareholder liability   encouragement of business development   is outweighed by the policy  justifying disregarding the corporate form   the need to protect those who deal  with the corporation.ʺ  Id.   NYSEG sought to pierce the corporate veil here in three respects: (a)  AGECOʹs control over NYSEG from 1922 to 1940; (b) contamination created by  other subsidiaries before they were merged into NYSEG; and (c) contamination  created by other subsidiaries before AGECO owned the subsidiaries that were  merged into NYSEG.       FirstEnergy argues that the district court failed to make sufficient  NYSEG specific findings to warrant piercing the corporate veil.7  We disagree.                                                   FirstEnergy also argues that a subsidiary cannot pierce its own corporate veil to reach  7 its former parent under New York law.  We previously addressed this issue in Rochester  Gas & Elec. Corp. v. GPU, Inc. (ʺRG&Eʺ), a case which involved a different former  AGECO subsidiary and FirstEnergy:    [I]f a third party, such as the government, may pierce a subsidiaryʹs  corporate veil to impose CERCLA liability on a dominating parent, . . . it is  hard to see why a company that voluntarily cleans up contamination  caused by its former parent (through its then domination of the company)   23      The district court made numerous findings regarding AGECOʹs domination of  NYSEG when it carefully considered the Passalacqua factors in reaching its  decision.  These include findings specific to NYSEG as well as more general  findings regarding AGECOʹs abuse of all its subsidiaries, including NYSEG.   While it is true that not every factor is present in this case, that is not a  requirement under Passalacqua, which recognized the Êºinfinite variety of  situations that might warrant disregarding the corporate form.ʺ  Passalacqua, 933  F.2d at 139; see also Freeman v. Complex Computing Co., Inc., 119 F.3d 1044, 1053   (2d Cir. 1997) (holding Êº[n]o one [Passalacqua] factor is decisiveʺ).    As an initial matter, the district court found that between 1922 and  1940 AGECO was dominated and controlled by Howard C. Hopson and John I.  Mange.  NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 436.  Hopson and Mange had acquired all  AGECOʹs shares of voting stock by April 1923.  Id.  One way in which Hopson                                                                                                                                                     should be barred from seeking similar recovery.  To preclude a company  from piercing its own veil in such circumstances would run directly  counter to CERCLAʹs twin goals of encouraging the timely cleanup of  hazardous waste sites and placing the cost of that cleanup on those  responsible for creating or maintaining the hazardous condition.    355 Fed. Appʹx 547, 551 (2d Cir. 2009) (internal quotations and citations omitted).   Although RG&E was only a summary order, we agree with this reasoning and we reach  the same conclusion here.         24      controlled the subsidiary companies was by holding the directorsʹ undated,  signed resignations in hand.  Id. at 499.    While the district court found that NYSEG was not  undercapitalized, it did find that Hopson freely transferred funds in and out of  AGECO and its subsidiaries, and that the subsidiaries were considered Êºmere  pocketsʺ of AGECO.  Id.  For example, the New York Public Service Commission  (ʺPSCʺ) examined the books, records, accounting methods and documents of  NYSEG, as well as other subsidiaries, from 1934 to 1938.  Id. at 439 40.  It issued a  report (the ÊºBrewster Reportʺ) finding that AGECO and its affiliates Êºsiphon[ed]ʺ  off funds from the operating companies and deposited them into the Êºpockets of  those individuals and corporations engaged in milking the operating companies  through the device of servicing and management contracts.ʺ  Id. at 439 (internal  quotation marks ommitted).  It also found that Hopson and Howard C. Hopson  & Company defrayed personal expenses with funds from the operating  companies within the AGECO system.  Id. at 440.    Furthermore, the district court found abuses by the Utility  Management Corporation (ʺUMCʺ), which charged operating companies in the  AGECO system, including NYSEG, a management fee of 2.5 percent of their   25      gross revenues even though no management employees from UMC were located  on any property owned by the operating companies.  Id.  The court also found  substantial overlap in officers, directors, and personnel of AGECO and the  subsidiaries.  For example, during virtually all the years from 1922 to 1940,  Mange served as president of AGECO and a director of NYSEG, and Hopson  was on the NYSEG board from 1927 to 1934.  Id. at 442 43.  Between 1922 and 1940, board meetings for NYSEG and various  other AGECO operating companies were usually held in New York City at or  near AGECOʹs office at 61 Broadway, which was also the primary location of  Hopsonʹs accounting and financial organization that rendered financial, legal,  accounting, and auditing services to AGECO and its subsidiaries.  Id. at 442.    The district court found that the terms of the service contracts  between the service companies run by AGECO and the operating utility  companies, including NYSEG, left the utility companies with Êºno vestige of  independent authority or controlʺ because Êº[u]nder the provisions of these  contracts, the service corporations manage, dominate, and practically operate the  utilities.ʺ  Id. at 439 (quoting 1932 PSC Report).     26      The district court found that AGECO and the subsidiaries did not  deal at arms length, as no one represented NYSEG or any of the other  subsidiaries in the service contract negotiations.  Id. at 443.  In addition, AGECO  loaned money to NYSEG and guaranteed debts by others to NYSEG.  Id. at 499.   Considering the totality of these NYSEG specific findings, we conclude the  district court correctly found that veil piercing was warranted.  See Passalacqua,  933 F.2d at 139.8                                                   8 As noted above, we upheld a similar decision to allow an AGECO subsidiary,  Rochester Gas & Electric (ʺRG&Eʺ), to pierce the corporate veil to hold FirstEnergy  liable for cleanup at two MGPs.  See RG&E, 355 Fed. Appʹx 547.  There, RG&Eʹs expert,  Jonathan Macey (also NYSEGʹs expert) testified that under Hopson and Mange,  AGECO used a pyramidal holding company structure to exercise dominance over  RG&E   the same structure that was used to control NYSEG.  RG&E, 2008 WL 8912083,  at *5.  Through the service companies, AGECO engaged in abuses such as siphoning off  revenues from RG&E.  Id. at *6.  Reports by the Securities and Exchange Commission,  the Federal Trade Commission, and Federal Power Commission also documented  AGECOʹs domination and abuse of its subsidiaries through the service companies.  Id.  at *2 3.   As with NYSEG, we found the use of overlapping directors and officers within  the holding company structure allowed Hopson and Mange to control the financial  matters of the subsidiaries.  Id. at *6.  Furthermore, Mange exercised general supervision  of the physical operations of the system through the same management corporation that  he used to control NYSEG, namely UMC.  Id. at *7.  Hopson controlled the financial,  legal, and accounting side of the companies through his service company, H.C. Hopson  & Company, located at 61 Broadway (the same location for many of NYSEG meetings).   Id.  RG&E held numerous Board and Executive Committee meetings, as well as at least  three shareholder meetings at AGECOʹs 61 Broadway offices.  Id. at *8.  The service  contracts between AGECO and RG&E were also not negotiated at arms length.  Id. at *9 10.      27      The question remains as to when AGECOʹs domination of NYSEG  ended.  FirstEnergy argues that any domination ended on January 10, 1940, the  day the bankruptcy was filed.  The district court held that AGECOʹs domination  did not end until December 31, 1940.  NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 539.      The district courtʹs conclusion that domination continued  throughout 1940 is not supported by the record. 9  As the party seeking to pierce  the corporate veil, NYSEG has the Êºheavy burdenʺ of demonstrating domination,  TNS Holdings v. MKI Secs. Corp., 92 N.Y.2d 335, 339, 680 N.Y.S.2d 891 (1998), yet it  adduced a paucity of affirmative evidence that AGECO continued to control  NYSEG after filing for bankruptcy.  Indeed, in its findings of fact the district  court found that ÊºNYSEG . . . failed to prove a basis for veil piercing . . . for the  period following AGECOʹs bankruptcy filing.ʺ  NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 502  (emphasis added).  It was only later, in its conclusions of law, that the district  court concluded that liability would extend throughout 1940 because there was  testimony from NYSEGʹs expert that Êºcontrol and dominance of AGECO over its  subsidiaries extended well into 1941.ʺ  Id. at 539.  We conclude that these  seemingly contradictory statements betray the lack of affirmative evidence                                                  We need not decide whether duration of control is reviewed de novo, or, as an arguably  more factual question, for clear error, because the district courtʹs holding fails even clear  error review.    9  28      needed for NYSEG to have carried its burden of proving dominance and control  sufficient to warrant piercing the corporate veil past AGECOʹs bankruptcy filing.  b.  Contamination Created by Other AGECO Subsidiaries.   The parties have raised two additional issues regarding veil  piercing: (1) whether the district court erred in piercing the corporate veil to hold  FirstEnergy liable for contamination created by other AGECO subsidiaries before  those subsidiaries were merged into NYSEG by AGECO; and (2) whether the  district court erred in refusing to pierce the corporate veil to hold FirstEnergy  liable for contamination that was created by companies before they were owned  by either NYSEG or AGECO.     Between 1929 and 1939, AGECO merged five subsidiaries into  NYSEG: (1) Eastern New York Electric and Gas Company (owner of the  Granville, Mechanicville and Plattsburgh MGPs); (2) Elmira Light, Heat & Power  Corporation (owner of the Elmira MGP); (3) New York Central Electric  Corporation (owner of the Corning, Dansville, Newark, and Penn Yan MGPs); (4)  Empire Gas & Electric Company (owner of the Geneva MGP); and (5) Owego  Gas Corporation (owner of the Owego MGP). 10  NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 501.                                                  10 The record contains ample evidence that NYSEG merged with Eastern New York  Electric & Gas Company, Elmira Light, Heat and Power Corporation, Empire Gas &   29      NYSEG also acquired the Federal New York Company, Inc., owner of the  Goshen MGP during this period.  Id.  Hence, these five subsidiaries owned ten  MPGs.    According to NYSEG, FirstEnergy absorbed all of the subsidiariesʹ  preexisting liabilities when NYSEGʹs veil was pierced, even those liabilities that  were incurred before either NYSEG or FirstEnergy owned the subsidiaries.   NYSEG argues that because AGECO merged the five subsidiaries into NYSEG,  these subsidiaries fall into one of the exceptions to the general rule regarding  liabilities acquired through asset purchases.  We disagree.    When a corporation purchases the assets of another corporation, it  does not acquire its liabilities, unless one of four exceptions applies.  See New York  v. Natʹl Serv. Indus., Inc., 460 F.3d 201, 209 (2d Cir. 2006).  The four exceptions are:  (1) the buyer Êºexpressly or impliedly assumed the predecessorʹs tort liability, (2)  there was a consolidation or merger of seller and purchaser, (3) the purchasing  corporation was a mere continuation of the selling corporation, or (4) the  transaction [wa]s entered into fraudulently to escape such obligations.ʺ  Id.                                                                                                                                                     Electric Company, New York Central Electric Corporation and Owego Gas Corporation.   Not only did the district court explicitly make findings about such mergers, see NYSEG,  808 F. Supp. 2d at 429 30, the parties stipulated to these mergers.  See Pretrial  Stipulations of Facts, Dkt. No. 28 (November 23, 2010), at ¶ 21, ¶ 35, ¶ 104, ¶ 159, ¶ 314.    30      (internal quotation marks omitted).  Here, because there is no question that  AGECO merged these five subsidiaries into NYSEG, NYSEG acquired their  liabilities, including liabilities for past contamination.  See Maline v. City of Utica,  267 A.D.2d 1022, 1022, 701 N.Y.S.2d 202, 203 (4th Depʹt 1999) (as a result of  merger with co defendant, defendant became the owner of co defendantʹs  property and assumed all of its Êºliabilities, obligations and penaltiesʺ).  That does  not answer the question, however, as to what extent those liabilities flowed to  NYSEGʹs parent, AGECO, under a veil piercing theory.    1. Pre Merger Liability  FirstEnergy argues that the district court erred in piercing the  corporate veil to hold it liable for contamination created at the ten MGPs owned  by AGECO subsidiaries before the subsidiaries were merged into NYSEG.   FirstEnergy notes that six of the AGECO owned MGPs ceased producing gas  before AGECO merged these subsidiaries with NYSEG.11                                                      The subsidiaries and MGPs are as follows: (1) Elmira Light, Heat & Power  11 Corporation merged into NYSEG in 1936 and the Elmira MGP ceased production in  1931; (2) Empire Gas & Electric Company merged into NYSEG in 1936 and the Geneva  MGP ceased production in 1934, and the Newark MGP ceased production in 1929; (3)  New York Central Electric Corporation merged into NYSEG in 1936 and the Penn Yan  MGP ceased production in 1929, and the Dansville MGP ceased production in 1930;  and, (4) Owego Gas Corporation was merged into NYSEG in 1939 and the Owego MGP  ceased production in 1935.    31      As a general matter, under a veil piercing theory, a parent can only  be liable for a wrong committed by the subsidiary under the influence of the  parent.  Passalacqua, 933 F.2d at 138.  The use of control to commit a wrong is a  key component to veil piercing.  Id. (control of the subsidiaries by the parent Êºis  the key; the control must be used to commit a fraud or other wrong that causes  plaintiffʹs lossʺ); Bedford Affiliates v. Sills, 156 F.3d 416, 431 (2d Cir. 1998) (court  must find that parental control was used to cause a wrong), overruled on other  grounds by W.R. Grace & Co. Conn. v. Zotos Intern., Inc., 559 F.3d 85, 89 90 (2d Cir.  2009).  Domination and control by themselves are not sufficient to support a  finding of veil piercing.  Id. (ʺMere domination or control of the corporation is  insufficient to permit a court to disregard the existence of the corporate entity.ʺ).        The district court held that the veil of the non NYSEG subsidiaries  could be pierced to hold FirstEnergy liable for contamination created while the  subsidiaries were dominated by AGECO but before they were merged into  NYSEG.  NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 491 500.  (ʺ[E]quity requires piercing of the  NYSEG corporate veil as well as the other operating companies within the  AGECO Empire and ultimately folded into NYSEG . . . during the times between  1922 and 1940 when AGECO acquired domination and control over the various   32      subsidiary operating utility companies owning those facilities.ʺ).  The district  court based this holding primarily on the testimony of NYSEGʹs expert, Jonathan  Macey, who stated that AGECO treated these other operating companies in the  same manner as NYSEG.  Id. at 443.    The district court, however, did not make any specific veil piercing  findings or discuss the Passalacqua factors with respect to AGECOʹs alleged  control over the non NYSEG subsidiaries before NYSEG acquired them.  The  district court did not make any findings concerning, for example, capitalization,  director/officer overlap, and observance of corporate formalities, with respect to  these subsidiaries during this time period.  Hence, the district courtʹs findings are  insufficient to support a conclusion of veil piercing in this respect.  See William  Wrigley Jr. Co. v. Waters, 890 F.2d 594, 601 02 (2d Cir. 1989) (vacating finding of  veil piercing where evidence showed individual defendant was personally  involved with corporationʹs work but not that he controlled corporation and was  using it for fraudulent ends).  Accordingly, we conclude that the district court  erred by piercing the corporate veil of the five subsidiaries to hold FirstEnergy   33      liable for contamination that occurred while under AGECOʹs control, but before  the subsidiaries were merged into NYSEG.12  2. Pre Ownership Liability  NYSEG then goes one step further with its argument.  Because all  five of these subsidiaries were merged into NYSEG during the period when  AGECO improperly dominated NYSEG (between 1922 and 1940), NYSEG argues  that AGECO is responsible for all of the subsidiariesʹ liabilities, even those that  pre date AGECOʹs ownership.  NYSEG reasons that all of the subsidiariesʹ  liabilities became NYSEGʹs liabilities as a result of the merger, even those  incurred before the subsidiaries were purchased by AGECO.  Thus, once  NYSEGʹs veil was pierced, all of its liabilities   including those inherited from  the merged subsidiaries   became AGECOʹs liabilities.      Courts will pierce the corporate veil to prevent fraud or achieve  equity by imposing a corporate obligation upon a parent.  Matter of Morris v. New  York State Dept. of Taxation and Fin., 82 N.Y.2d 135, 141 (N.Y. 1993).  But to  successfully pierce the veil, a plaintiff must show both domination of the                                                 12 To the extent these five subsidiaries caused any contamination after they were merged  into NYSEG, however, FirstEnergy is liable for such contamination under a veil piercing theory for the reasons previously discussed.   34      corporation and that Êºsuch domination was used to commit a fraud or wrong  against the plaintiff which resulted in plaintiffʹs injury.ʺ  Id.   Here, the Êºfraudʺ or Êºwrongʺ committed by AGECO would be the  merger of the subsidiaries into NYSEG, not the creation of coal tar.  There is  nothing in the record to suggest AGECO was directing the creation of coal tar at  the subsidiaries prior to purchasing them.  While AGECO may have sought to  merge its subsidiaries into NYSEG to further its financial improprieties, NYSEG  does not allege AGECO did so to avoid CERCLA liability.  Environmental  liability for spilling coal tar was not a major concern at the time these  subsidiaries were merged.  AGECOʹs domination was not used to commit a  fraud or wrong against NYSEG regarding pollution, and domination by itself is  not enough to justify veil piercing   it must be accompanied by a showing of  wrongful or unjust action toward the plaintiff.  Id. at 142 (plaintiff must show  that owners Êºabused the privilege of doing business in the corporate form to  perpetrate a wrong or injustice against that party such that a court in equity will  interveneʺ); see also Freeman v. Complex Computing Co., 119 F.3d 1044, 1053 (2d Cir.  1997); Passalacqua, 933 F.2d at 138 (control by parent must be used Êºto commit a  fraud or other wrong that causes plaintiffʹs lossʺ).  Thus, the district court   35      correctly declined to pierce the corporate veil to hold AGECO responsible for  contamination on sites that occurred prior to when either NYSEG or AGECO  owned the sites.  NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 500.      4. Statute of Limitations Regarding  the Plattsburgh, Norwich, and  Owego MGP Sites    The district court held that that the statute of limitations barred  NYSEG from recovering cleanup costs from FirstEnergy for the Norwich and  Owego sites, but not the Plattsburgh site.  NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 504 14 .   FirstEnergy argues that cost recovery actions for cleanup expenses at the  Plattsburgh, Norwich, and Owego sites are all barred by CERCLAʹs six year  statute of limitations on remedial actions.  See 42 U.S.C. § 9613(g)(2)(B).  Because  we conclude that the cleanup at the Norwich and Owego sites were remedial  actions and the cleanup at the Plattsburgh site was a removal action, we affirm  the district courtʹs decisions.    Removal and remedial actions are governed by different statutes of  limitations.  For removal actions, a party must seek to recoup cleanup costs  within three years Êºafter completion of the removal action.ʺ  Id. at § 9613(g)(2)(A).   For remedial actions, a party must seek to recoup costs within six years Êºafter  initiation of physical on site construction of the remedial action.ʺ  Id.   36      at § 9613(g)(2)(B).13  Because a statute of limitations is an affirmative defense,  FirstEnergy bears the burden of proof to show it bars the claims.  See Overall v.  Estate of Klotz, 52 F.3d 398, 403 (2d Cir. 1995); Yankee Gas Servs. Co. v. UGI Utils,  Inc., 616 F. Supp. 2d 228, 269 (D. Conn. 2009).     Whether a suit to recover response costs under section 107 of  CERCLA is a Êºremoval actionʺ or a Êºremedial actionʺ is a question of law that we  review de novo.  Next Millenium, 732 F.3d at 126; United States v. W.R. Grace & Co.,  429 F.3d 1224, 1234 (9th Cir. 2005) (ʺWhether the . . . cleanup activity was a  removal action    or, on the other hand, a remedial action in removal actionʹs  clothing   is a question of statutory interpretation.ʺ).    Removal actions are generally clean up measures taken in response  to immediate threats to public health and safety.  See 42 U.S.C. § 9601(23); 14 see                                                 13  Section 9613(g)(2)(B) further provides that any Êºcosts incurred in the removal action  may be recovered in the cost recovery actionʺ for the remedial action, Êºif the remedial  action is initiated within 3 years after the completion of the removal action.ʺ  42 U.S.C. §  9613(g)(2)(B).    14    42 U.S.C. § 9601(23) provides:    The terms Êºremoveʺ or Êºremovalʺ mean[] the cleanup or removal of  released hazardous substances from the environment, such actions  as may be necessary taken in the event of the threat of release of  hazardous substances into the environment, such actions as may be  necessary to monitor, assess, and evaluate the release or threat of  release of hazardous substances, the disposal of removed material,   37      also Next Millenium, 732 F.3d at 124 25); W.R. Grace & Co., 429 F.3d at 1244  (ʺCourts have . . . stressed the immediacy of a threat in deciding whether a  cleanup is a removal action.ʺ (collecting cases)); Minnesota v. Kalman W. Abrams  Metals, Inc., 155 F.3d 1019, 1024 (8th Cir. 1998) (removal actions are those Êºtaken  to counter imminent and substantial threats to public health and welfareʺ).   Removal actions are also generally designed to address contamination at its  endpoint and not to permanently remediate the problem.  See 42 U.S.C.  §  9601(24); Next Millenium, 732 F.3d at 127; W.R. Grace & Co., 429 F.3d at 1247  (finding cleanup activity to be removal action where it did not Êºfully eliminate  the public health threat or amount to a full blown remediationʺ).  Remedial actions are typically actions designed to permanently  remediate hazardous waste.  42 U.S.C. § 9601(24); 15 see also Next Millenium, 732                                                                                                                                                     15    or the taking of such other actions as may be necessary to prevent,  minimize, or mitigate damage to the public health or welfare or to  the environment, which may otherwise result from a release or  threat of release.  The term includes, in addition, without being  limited to, security fencing or other measures to limit access,  provision of alternative water supplies, temporary evacuation and  housing of threatened individuals not otherwise provided for,  action taken under section 9604(b) of this title, and any emergency  assistance which may be provided under the Disaster Relief and  Emergency Assistance Act [42 U.S.C.A. § 5121 et seq.].   42 U.S.C. § 9601(24) provides in part:   38      F.3d at 125; Schaefer v. Town of Victor, 457 F.3d 188, 195 (2d Cir. 2006) (remedial  actions are Êºgenerally long term or permanent containment or disposal  programsʺ (quoting New York v. Shore Realty Corp., 759 F.2d 1032, 1040 (2d Cir.  1985) (internal quotation marks omitted))); California ex rel. Cal. Depʹt of Toxic  Substances Control v. Neville Chem. Co., 358 F.3d 661, 667 (9th Cir. 2004) (ʺremedial  actions generally are permanent responsesʺ (quoting Geraghty & Miller, Inc. v.  Conoco, Inc., 234 F.3d 917, 926 (5th Cir. 2000) (internal quotation marks omitted))).  a. Plattsburgh  The district court held that NYSEGʹs claim to recover costs for the  cleanup at the Plattsburgh MGP pursuant to a 1994 DEC Consent Order was                                                                                                                                                     The terms Êºremedyʺ or Êºremedial actionʺ mean[] those actions  consistent with permanent remedy taken instead of or in addition  to removal actions in the event of a release or threatened release of  a hazardous substance into the environment, to prevent or  minimize the release of hazardous substances so that they do not  migrate to cause substantial danger to present or future public  health or welfare or the environment.  The term includes, but is not  limited to, such actions at the location of the release as storage,  confinement, perimeter protection using dikes, trenches, or ditches,  clay cover, neutralization, cleanup of released hazardous  substances and associated contaminated materials, recycling or  reuse, diversion, destruction, segregation of reactive wastes,  dredging or excavations, repair or replacement of leaking  containers, collection of leachate and runoff, onsite treatment or  incineration, provision of alternative water supplies, and any  monitoring reasonably required to assure that such actions protect  the public health and welfare and the environment.     39      timely.  NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 510 11.  FirstEnergy argues that NYSEGʹs  claim was untimely because the cleanup NYSEG conducted in 1981 was a  remedial action, triggering the six year statute of limitations.  Although NYSEG  is not seeking to recover cleanup costs associated with the 1981 Consent Order,  id. at 511 n.53, FirstEnergy contends that the 1981 cleanup triggered the statute of  limitations. 16       The Plattsburgh MGP, which sits adjacent to the south bank of the  Saranac River, functioned as a coal gasification plant from 1896 to 1960.  Coal tar  had been kept on site in unlined ponds since 1898.  As coal tar is heavier than  water, it migrated from these ponds through the subsurface soils into the Saranac  River, creating both soil and groundwater contamination.    In 1975, NYSEG began investigating the coal tar seeping into the  Saranac River.  Id. at 482.  In mid 1980, DEC became aware that coal tar was  seeping into the river.  In 1981, NYSEG entered into a consent order with DEC to                                                 16 At the time the work commenced in 1981, CERCLA did not contain any statute of  limitations.  The statute of limitations was created in 1986 when Congress passed the  Superfund Amendments and Reauthorization Act of 1986 (ʺSARAʺ), Pub. L. No. 99 499,  Oct. 17, 1986, 100 Stat. 1613 (codified at 42 U.S.C. §§ 9601 et seq.).  Accordingly, the  district court found that the earliest the statute of limitations could have commenced  was the day SARA took effect, October 17, 1986.  NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 509 10 n.51.   If the statute of limitations indeed started to run on that date, as FirstEnergy contends, it  would have expired in 1992.     40      undertake work to prevent coal tar from reaching the Saranac River from a tar  lagoon located across the street from the MGP.  Id.  This work was also to include  cleaning up coal tar that had already migrated from the lagoon into the Saranac  River, roughly thirty feet away.  Id. at 509.  As part of this effort, NYSEG built a  slurry wall around the lagoon to isolate the coal tar, as well as a second slurry  wall to catch any coal tar that made it past the first wall.  It also excavated  contamination from the river, filled in excavated areas with clean fill, capped  containment areas, and constructed a treatment system for the water collected  from behind the slurry wall.  Id.  This work did not involve the area where the  former MPG plant was located.  Id. at 482.  This project took one year and cost  less than $2 million.   Unfortunately, by the 1990s, coal tar was found in the river again.   Between October 1997 and November 2000, NYSEG conducted further study of  the Plattsburgh site.  Id. at 483.  Between April and August 2002, NYSEG  excavated and removed waste from three gas holder foundations,  coal tar containing process pipe, and other MGP associated structures.  DEC  approved this work in 2003.  Id.     41      In 2004, DEC issued a Record of Decision (ʺRODʺ) requiring  additional remedial efforts.  Id.  This work included excavation of the former  MGP tar lagoon and surrounding areas where coal tar had migrated to the  subsurface, as well as excavation of the contaminated sediment from the parts of  the Saranac River immediately adjacent to the MGP site.  Id.  The excavated soils  were disposed of off site.  Id.  NYSEG performed the ROD mandated work  between 2006 and 2009.  Id.  This included paying the City of Plattsburgh  approximately $900,000 to move a substation and associated electrical lines  owned by the cityʹs municipal power company from the northeast portion of the  site.  Id.  NYSEG also relocated a twenty one inch sewer crossing, constructed a  stabilized soil barrier wall, and removed 150,816 tons of soil Êºdown to till or  bedrock inside the wall.ʺ  Id.        In 2009, NYSEG prepared another report which proposed  ʺdewater[ing] the Saranac River channelʺ to permit further excavation of  coal tar containing sediment.  Id.  NYSEG has implemented the first phase of this  project and was scheduled to begin the second phase in 2011.  Id. at 483 84.    Between 1994 and 2009, NYSEG incurred $29,086,329.86 in response costs.  Id. at  484.       42      FirstEnergy argues that because the cleanup pursuant to the 1981  Consent Order was a remedial action that triggered the six year statute of  limitations, all later cost recovery efforts at the site are time barred, including the  work done pursuant to the 1994 Consent Order.  The district court disagreed,  and held instead that the statute of limitations was not triggered because at the  time the 1981 cleanup was conducted, coal tar was not a hazardous substance:   The work performed at Plattsburgh under the 1981  Consent Order . . . cannot properly be regarded as  consistent with the EPAʹs remedial plan under CERCLA  based upon more modern notions regarding the  hazards presented by the presence of coal tar and soils  contaminated with coal tar, and thus the actions taken  at Plattsburgh did not commence the running of the  statute of limitations.      Id. at 510.  The district court also noted that the cleanup was Êºfar more akin to a  removal actionʺ than a remedial action because it only addressed work  ʺperformed at a discrete portion of the site, which was significantly removed  from the location of the former MGP facility [the source of contamination],ʺ and  was designed to contain the contamination migrating from the lagoon to the  Saranac River.  Id.  Accordingly, the district court concluded that the 1981   43      removal action did not trigger the statute of limitations for the later remedial  effort for which NYSEG now seeks contribution.      Assuming the 1981 cleanup was a triggering event, we agree with  the district court that the 1981 cleanup was more akin to a removal than a  remedial action.  This cleanup was a discrete project designed both to prevent  coal tar from reaching the river and to remove it from the river.  See NYSEG, 808  F. Supp. 2d at 509.   It was not designed to clean up contamination at the source,  namely by removing the coal tar from the area around the MGP.  Id. at 482.   Instead, as the district court pointed out, Êº[t]he evidence at trial reflected that  neither DEC nor NYSEG envisioned the project as encompassing a CERCLA quality clean up of the entire MGP site.ʺ  Id. at 538 (emphasis added).  As we  noted in Next Millenium, measures taken to minimize and mitigate  contamination, but not to permanently eliminate it, are properly classified as  removal actions.  732 F.3d at 127; see also W.R. Grace & Co., 429 F.3d at 1247  (cleanup activity was a removal action where it did not Êºfully eliminate the  public health threat or amount to a full blown remediationʺ).    Here, the 1981 cleanup was an immediate response to a health  concern about coal tar in the Saranac River.  DEC first became aware of the   44      problem in the mid 1980s and by 1981 had a Consent Order in place with  NYSEG.  Moreover, the cleanup was not a Êºpermanentʺ solution designed to  remove the ultimate source of contamination at the MGP.  Rather, it involved  building slurry walls to contain coal tar from further migrating into the river.   These actions were not Êºdesigned to remedy the underlying source of the  contamination, namely, the hazardous waste at the [MPG].ʺ  Next Millennium,  732 F.3d at 127; accord Schaefer, 457 F.3d at 195.     The work in 2002 and pursuant to the 2004 ROD, in contrast, was  designed to remediate the pollution at its source.  It included excavating the  former MPG tar lagoon and surrounding area, moving an entire substation and  corresponding electrical wires, the relocation of a sewer line, and the removal of  over 150,000 tons of soil.  The 2004 remedial action was clearly designed to  permanently remediate the coal tar on the site.    In addition, the 2004 cleanup has already taken several years and  cost over $29 million, with costs expected to rise to $54 million.  This is in  keeping with a remedial, rather than removal, action.  See 42 U.S.C. § 9604(c)(1)  (generally removal measures Êºshall not continue after $2,000,000 has been  obligated for response actions or 12 months has elapsed from the date of initial   45      responseʺ); accord 40 C.F.R. § 300.415(b)(5).  In sum, the district court correctly  held that, because the 1981 cleanup was a removal action, it did not trigger the  statute of limitations for the later remedial actions.17     b. Norwich  The district court held that NYSEGʹs cost recovery claims for its 1997  cleanup at Norwich were barred by the six year statute of limitations on  remedial actions.  NYSEG argues that the 1997 cleanup was a removal action,  subject to a different statute of limitations.      The Norwich MGP produced gas from 1863 to 1952.  In 1993,  NYSEG began a three phase Interim Remedial Measure (ʺIRMʺ) in conjunction  with DEC to clean up this site.  In Phase I, which ran from 1993 to the last quarter  of 1994, NYSEG excavated the former distribution holder area and stockpiled the  soil.  In Phase II, which ran from May to September 1996, NYSEG transported  and thermally treated 1,600 tons of the stockpiled soil.    In Phase III, which ran from April to August 1997, NYSEG removed  two or more feet of soil from the surface of the entire site, as well as the former                                                  FirstEnergy argues that the contemporaneous use of the word Êºremedialʺ by NYSEG  17 and DEC supports its argument that the 1981 cleanup was a remedial action.  The word  ʺremedial,ʺ however, is often used in its every day sense of Êºintended as a remedy,ʺ and  the mere usage of the word does not render an action Êºremedialʺ for the purposes of  CERCLAʹs statute of limitations.  Next Millenium, 732 F.3d at 130 31.     46      relief holder, the former tar well, and process piping.  This project was conducted  to protect potential customers at an adjacent supermarket to be constructed  shortly thereafter.  In total, more than 11,000 tons of soil were removed.  Phase III  cost less than $2 million and was completed in four months.  This is the cleanup  for which NYSEG is seeking to recover costs.      FirstEnergy argues that the three phases of the IRM constituted one  remedial project that commenced in 1997, and thus NYSEGʹs cost recovery action  is barred by the six year statute of limitations.  NYSEG argues its claims are  timely because all three phases of the IRM were removal actions, including the  1997 IRM.  According to NYSEG, the 1997 IRM was a discrete project undertaken  to address an immediate health hazard to future customers at a soon to be built  nearby supermarket.  NYSEG also argues that because DEC approved the work  as an IRM, it is a removal action.    The district court correctly found that the three phase IRM cleanup  was one remedial cleanup.  First, NYSEG stipulated that the Norwich IRM was a  single action comprised of three phases.  Second, the cleanup was not designed  to address an imminent health concern.  See Next Millenium, 732 F.3d at 124 25  (holding that removal actions are cleanup measures taken in response to   47      immediate threats to public health and safety).  As the court noted, Êºimmediate  action . . . was not required to address high levels of toxic chemicals.ʺ  NYSEG,  808 F. Supp. 2d at 513.  Similarly, in its 1987 preliminary assessment, EPA  deemed cleanup at the site a Êºmedium priority,ʺ rather than a high priority.  Id.   Hence, this was not an immediate threat to public health and safety.    Third, while IRMs can resemble removal actions, they can also  resemble remedial actions.  Under New York law, IRMs are defined as:  [A]ctivities to address both emergency and  non emergency site conditions, which can be  undertaken without extensive investigation and  evaluation, to prevent, mitigate or remedy  environmental damage or the consequences of  environmental damage attributable to a site.     N.Y. Comp. Codes R. & Regs. tit. 6, § 375 1.2(ab).  This definition encompasses  elements of both removal (emergency) and remedial (non emergency) actions, as  well as elements common to both (preventing or mitigating environmental  damage).  See 42 U.S.C. § 9601(23) (defining Êºremovalʺ to include actions to  ʺprevent, minimize, or mitigate damage to the public health or welfare or to the  environmentʺ); id. § 9601(24) (defining Êºremedialʺ to include actions to Êºprevent  or minimize the release of hazardous substancesʺ so that they do not endanger  public health or the environment).   48      DECʹs present internal guidance and the guidance in effect during  the Norwich IRM make clear that IRMs are not always removal actions.  See, e.g.,  New York State Department of Environmental Conservation, DER 10 / Technical  Guidance for Site Investigation and Remediation, at 35 (May 3, 2010), available at  http://www.dec.ny.gov/docs/remediation_hudson_pdf/der10.pdf (describing  ʺ[a]n emergency IRMʺ as well as Êº[a] non emergency or non time critical IRM . . .  which may be undertaken at any time during the course of the remedial  programʺ); Plʹs. Exh. 4, New York State Department of Environmental  Conservation, Interim Remedial Measures   Procedures (TAGM 4048), at 2 3  (Dec. 9, 1992) (providing guidance for an IRM Êºconsist[ing] of a Ê¹removalʹ as  identified in the NCP at 40 C.F.R. § 300.415(d)ʺ and an IRM Êºrepresent[ing] a  significant portion of the remedy,ʺ which Êºmust be part of the Proposed  Remedial Action Plan (PRAP)/ROD process at the completion of the Remedial  Investigation/Feasibility Studyʺ).18  Clearly, IRMs can either be removal or  remedial actions.  Accordingly, because the 1997 cleanup was part of a larger  remedial action that began in 1993, NYSEGʹs claims are time barred.                                                        18 TAGM 4048 was superseded by DER 10.  See New York State Department of  Environmental Conservation, DER 10 / Technical Guidance for Site Investigation and  Remediation, at 35 (May 3, 2010), available at http://www.dec.ny.gov/docs/  remediation_hudson_pdf/der10.pdf   49      c. Owego    The district court found that the six year statute of limitations  barred NYSEG from recovering costs for the 2003 cleanup of a portion of the  Owego site because that cleanup was part of a remedial cleanup begun in 1994.   NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 511.  NYSEG argues that the 2003 cleanup was  separate from the 1994 cleanup, triggering a separate statute of limitations.    Between September 1994 and July 1995, NYSEG remediated the  portion of the site known as ÊºOperational Unit 1ʺʹ (ʺOU 1ʺ) by removing and  thermally destroying 13,000 tons of coal tar contaminated soil.  Id.  NYSEG  performed this work pursuant to the ROD issued by DEC in 1994.    In 1996, NYSEG discovered more coal tar contamination in the  Susquehanna River on what became ÊºOperational Unit 2ʺ (ʺOU 2ʺ).  In 1998,  NYSEG identified a pipe leading to the riverbed as the source of contamination.   In 2002, DEC ordered NYSEG to remove the pipe as well as the contaminated  river sediments.  In 2003, NYSEG completed remediating the river and pipe by  removing 1,200 tons of sediment and 30 feet of pipeline.     NYSEG now seeks to recover for the cost of groundwater  monitoring and pipe and sediment removal performed at OU 2 in 2003, arguing   50      that it was a separate remedial action.  FirstEnergy argues that this cleanup is a  continuation of the remedial work begun in 1994 on OU 1, and thus time barred.    The district court found that the work at OU 2 was part of the earlier  remedial action at OU 1.  We agree.  First, the work at OU 2 was remedial   it  was designed to permanently eliminate the coal tar contamination from the  Susquehanna River by removing the pipe leading to the river and the  contaminated sediment.  Second, the district court correctly held that there can only be one  remedial action at any given site.  Id.  Virtually every court that has considered  this issue has agreed.  See generally Colorado v. Sunoco, 337 F.3d 1233, 1241 (10th  Cir. 2003) (ʺIn our view, this language [of the statute] indicates there will be but  one Ê¹removal actionʹ per site or facility, as well as a single Ê¹remedial actionʹ per  site or facility.ʺ); Kelley v. E.I DuPont de Nemours & Co., 17 F.3d 836, 843 (6th Cir.  1994) (holding that all removal activity should be considered part of one removal  action because Êº[i]t is simply inconsistent with the[] Ê¹essential purposesʹ [of  CERCLA] to require suit on each arguably independent removal activityʺ)  (internal citations omitted); Yankee Gas Servs. Co., 616 F. Supp. 2d at 270  (ʺ[C]ourts have generally held that there can be only one removal and one   51      remedial action per facility, regardless of the number of phases in which the  clean up occurs.ʺ); California ex rel Cal. Depʹt of Toxic Substances Control v.  Hyampom Lumber Co., 903 F. Supp. 1389, 1394 (E.D. Ca. 1995) (ʺThere is no  authority for the view that each Ê¹remedialʹ activity undertaken at a site triggers a  new cause of action for the cost recovery of that activity.ʺ).  But see United States v.  Manzo, 182 F. Supp. 2d 385, 402 (D. N.J. 2000) (finding different statutes of  limitation for different operable units); United States v. Ambroid Co., Inc., 34 F.  Supp. 2d 86, 88 (D. Mass. 1999) (finding more than one removal action in the  ʺunusual circumstanceʺ where eighteen months after EPA closed site leaving  behind drums of hazardous waste which had no legally approved method of  disposal, site was broken into and drums damaged, requiring second removal  action).    We agree with the majority view and hold that there can only be one  remedial action at a site.  The very nature of a remedial action is to permanently  remediate hazardous waste.  Next Millenium, 732 F.3d at 125.  A remedial action  is supposed to be a final, once and for all cleanup of a site, and once a PRP  completes an approved remediation plan, it would not be logical   or fair   to  subject that entity to additional CERCLA lawsuits seeking yet additional   52      permanent relief, although we recognize that what seems final at a given point in  time might come to appear inadequate at a later date as scientific knowledge  progresses.19      This limitation on remedial actions does not, however, foreclose cost  recovery actions for supplemental cleanup costs incurred after the limitations  period has run on the initial cleanup, if they are filed within three years of the  completion of the remedial work.  Section 9613(g)(2) distinguishes between an  ʺinitial actionʺ and a Êºsubsequent action or actionsʺ to recover additional  response costs as part of the same remedial action.  42 U.S.C. § 9613(g)(2).   Section 9613(g)(2) provides that subsequent actions for Êºfurther response  costs . . . may be maintained at any time during the response action, but must be  commenced no later than 3 years after the date of completion of all response  action.ʺ  Id.  As long as the party seeking to recover costs filed an initial action for  cost recovery within the time period specified in § 9613(g)(2)(A) and (B), the  party can recover the costs of later cleanups if the action to recover such costs is  filed no later than three years after the date of completion of the new cleanup.                                                   We express no view as to whether there may only be one removal action under  CERCLA.    19  53      See id.  Here, the later cleanup could not qualify as a Êºfurther response costʺ  because the three year period had expired.  Id.    Therefore, the district court correctly held that NYSEGʹs claims for  cost recovery for the remedial work at OU 2 is time barred.  5. Gas Production   The district court used total gas production at each site to allocate  liability because both parties agree that coal tar was generally created in  proportion to the amount of gas produced.  NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 484.  The  parties disagree, however, as to how to determine the amount of gas produced  by a particular plant at a particular time.  While the parties agree on the amount  of coal tar produced between 1887 and 1932, they do not agree about the amount  of coal tar produced before 1887 or after 1932.20    Specifically, NYSEG argues that the district court was incorrect in  adopting FirstEnergyʹs estimates for the pre 1887 and post 1932 period.   Regarding the pre 1887 period, FirstEnergy s expert took the production  numbers reported in the first year of the Brownʹs Directory in 1887 for a particular                                                 20 Between 1887 and 1932, Brownʹs Directory of American Gas Companies published  specific gas production figures.  Both parties agree that Brownʹs Directory production  numbers are correct, and therefore do not dispute numbers for this period.  NYSEG, 808  F. Supp. 2d at 530 32.    54      plant and assumed that the plant had produced one half of that amount of gas  each year, from its first year of operation until 1887.    For the period from 1932 to 1940, First Energyʹs expert used Brownʹs  Directory records which contained system wide (not plant by plant) reports for  1932 to 1940.  He then made production estimates for each plant based on those  records and extrapolated to estimate production for years when exact gas  volume data was not available.   NYSEG argues that for the period before 1887, the district court  should have found no gas production at all   even though there was gas  production   because the numbers are not reliable.  For the 1932 to 1940 period,  NYSEGʹs expert relied on yearly production figures found in data collected by  the PSC for most of the operating plants.  If a PSC record was not available for  that year, NYSEGʹs expert treated that year as if there were no gas production.      In light of the severely limited information available, the district  court did not err in using FirstEnergyʹs estimates.  It was reasonable for the court  to use its best estimates for periods in which there was indisputably some gas  production, rather than to treat those years as if there were no production at all.     55      6.   NYSEGʹs $20 Million Insurance Settlement     NYSEG received $20 million in an insurance settlement, which  covered thirty eight sites, including the sixteen sites in this suit.  Id. at 484.  The  settlement also extinguished third party property damage claims against the  settling insurer.  Id.    Although there was no evidence regarding the allocation of the  settlement amount among the thirty eight sites, the district court chose to apply a  portion of the settlement to reduce FirstEnergyʹs cleanup costs.  Id. at 527.  In  doing so, the district court calculated a pro rata share of the insurance settlement  by using 42.1 percent of $20 million, which represented the proportion between  the sixteen sites in this case and the thirty eight involved in the insurance  settlement.  Id.  This came to a total of $8,421,052, the pro rata share of the  settlement attributable to the sixteen sites.  That amount is 8.9 percent of the total  amount of money sought for cleanup, $94,277,153, which percentage the court  then applied evenly over the sixteen sites to reduce NYSEGʹs recovery.  Id.    NYSEG argues that none of the money should have been applied to  reduce FirstEnergyʹs payments because (1) FirstEnergy did not carry its burden   56      to prove the affirmative defense that the insurance proceeds should be applied to  reduce its liability and (2) there is no risk of double recovery for NYSEG.21  The district court did not err in reducing NYSEGʹs recovery to  account for the insurance proceeds.  To begin, we note that the district court was  correct that the collateral source rule does not apply in CERCLA cases.  The  collateral source rule generally provides that Êºdamages recoverable for a wrong  are not diminished by the fact that the party injured has been wholly or partially  indemnified for his loss by insurance effected by him and to the procurement of  which the wrongdoer did not contribute.ʺ  Ocean Ships, Inc. v. Stiles, 315 F.3d 111,  116 (2d Cir. 2002) (internal quotations marks omitted).  Êº[T]he policy underlying  the collateral source rule   to provide the innocent party with the benefit of any  windfall   is simply not advanced in [CERCLA] cases.ʺ  Friedland v. TIC The  Indus. Co., 566 F.3d 1203, 1207 (10th Cir. 2009); see also Basic Mgmt. Inc. v. United  States, 569 F. Supp. 2d 1106, 1123 24 (D. Nev. 2008) (refusing to apply collateral  source rule to insurance proceeds because ÊºCERCLA contribution actions are not  injury actions in which the injured party is seeking compensation for damages to  be made whole againʺ).  Rather, in resolving contribution claims under CERCLA,                                                 21 NYSEG argues that it paid more than $94 million to clean up the sites and expects to  spend another $114 million.  Therefore, even with $30 million from FirstEnergy, there is  no chance of double recovery if the $20 million is applied.     57      a Êºcourt may allocate response costs among liable parties using such equitable  factors as the court determines are appropriate.ʺ  42 U.S.C. § 9613(f)(1); see  Goodrich Corp. v. Town of Middlebury, 311 F.3d 154, 168 (2d Cir. 2002) (ʺ[T]he court  must allocate response costs among liable parties in an equitable manner.ʺ).       Here, in reducing NYSEGʹs recovery in light of the insurance  payment, the district court reasonably exercised its equitable powers to allocate  response costs between the parties.  First, insofar as NYSEG contends that  FirstEnergy failed to carry its burden of proving that consideration of the  insurance settlement was warranted, the argument fails.  FirstEnergy presented  evidence of the $20 million insurance payment.  NYSEG, the party in position to  explain how the proceeds were allocated among the thirty eight sites, failed to  present any such evidence.  Given the sparseness of the record as to the  allocation of the proceeds, therefore, the district courtʹs pro rata allocation based  on the number of sites should be applied was not arbitrary or haphazard, but  reasonable.    Second, while it is undoubtably correct that there was no risk of  NYSEG receiving a double recovery, that fact did not preclude the district court  from equitably reducing NYSEGʹs recovery to account for the insurance   58      proceeds.  See, e.g., Basic Mgmt. Inc., 569 F. Supp. 2d at 1125 (ʺEquity and common  sense . . . dictate that [p]laintiffs cannot recover the remediation costs paid for by  their insurance policies.ʺ).  Instead, CERCLAʹs Êºexpansive language . . . affords a  district court broad discretion to balance the equities in the interests of justice.ʺ   Bedford Affiliates, 156 F.3d at 429.  Accordingly, the district court did not err in  applying NYSEGʹs insurance settlement to reduce FirstEnergyʹs liability.        7. Should NYSEGʹs Recovery be Reduced Either Because of Economic  Benefit or Alleged Delay in Cleaning Up?    FirstEnergy argues that the district court should have reduced  NYSEGʹs recovery to reflect the fact that NYSEG would benefit from the  increased value of the cleaned up sites.  It also argues that NYSEGʹs recovery  should be reduced because NYSEG was slow to remediate and Êºengaged in  unnecessarily piecemeal remediation.ʺ  FirstEnergy Br. at 87.  These arguments  are not persuasive.    Regarding the economic benefit of the cleanup, the district court  recognized the substantial amount of money NYSEG was spending on cleanup   $94 million to date with another $114 million expected in future costs.   Considering that NYSEG does not expect to collect a comparable amount from  other PRPs, NYSEG is hardly gaining a windfall.  FirstEnergy also fails to offer   59      evidence about any increase in the value of the land, much less an increase over  the $200 million NYSEG will expend to clean up the properties.     FirstEnergyʹs argument that NYSEG caused unreasonable delay in  the cleanup fails as well.  FirstEnergy points to two specific examples of alleged  delay: (1) in 1983, a NYSEG employee proposed a program under which all MGP  investigation would be completed by 1988, with remediation completed within  two years (this plan was not adopted) and (2) in 1989, NYSEG employees  proposed a Êºcomprehensive approachʺ to site cleanup, but NYSEG did not move  forward with broad remediation efforts until 1994.  FirstEnergy Reply Br. at 35.   FirstEnergy offers no explanation as to why NYSEG was unreasonable in failing  to adopt the 1983 plan, nor has it shown that the plan was even technically or  financially feasible.  FirstEnergy also fails to explain how NYSEG was  unreasonable in adopting the 1994 plan instead of the 1989 proposal.  In short,  the record simply does not support FirstEnergyʹs argument that NYSEG caused  unreasonable delay in the cleanup by declining to follow a plan suggested in  1983 or delaying its cleanup plan until it adopted a joint plan with DEC in 1994.       60      8.   I.D. Booth  I.D. Booth bought the Cortland Homer MGP from Mack Trucks, Inc.  in 1971, which bought it from NYSEG.  NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 453.  As a  result, it is liable under CERCLA as a current owner.  It now raises two issues on  appeal.  First, I.D. Booth argues that the district court erred in finding it liable for  cleanup costs at the Cortland Homer site.  Second, I.D. Booth argues  alternatively that the amount of liability assigned to it by the district court was  too high.  The Cortland Homer site is divided into two parcels:  OU 1, which  is comprised of the former MGP area and the structures below its surface, and  OU 2, which consists of the adjacent land.  I.D. Boothʹs office building was  located in OU 1 and sat on top of two buried gasholders.   Sometime in the mid 1990s, after coal tar contamination was  discovered on the Cortland Homer site, NYSEG offered to buy the southern  portion of the Booth building from I.D. Booth.  Although the building was  appraised at $350,000, I.D. Booth demanded $2 million, which included the cost  of business disruption.  Negotiations began in mid November 2005.  On May 8,  2008, NYSEG paid $1.8 million for the southern portion of the building and gave   61      I.D. Booth the right to buy the property back after remediation for $1 in the event  NYSEG were to decide to sell it.  I.D. Booth retained ownership of the northern  portion of the building.       I.D. Booth claims to be entitled to a Êºthird partyʺ defense under  section 107(b)(3), which requires it to establish that:  [T]he offending Êºrelease . . . of a hazardous substance and the  damages resulting therefrom were caused solely by . . . an act or  omission of a third party,ʺ provided that (1) the third party is not  ʺone whose act or omission occurs in connection with a contractual  relationship, existing directly or indirectly, with the defendant,ʺ (2)  the defendant Êºtook precautions against foreseeable acts or  omissions of any such third party and the consequences that could  foreseeably result from such acts or omissions,ʺ and (3) the  defendant Êºexercised due care with respect to the hazardous  substance concerned, taking into consideration the characteristics of  such hazardous substance, in light of all relevant facts and  circumstances.ʺ      New York v. Lashins Arcade Co., 91 F.3d 353, 359 (2d Cir. 1996) (quoting 42  U.S.C. § 9607(b)(3)).  I.D. Booth bears the burden of showing by preponderance  of the evidence that all four of these conditions are met.  NYSEG, 808 F. Supp. 2d  at 514.  Here, the district court correctly held that I.D. Booth failed to meet  its burden with respect to the third requirement because it did not exercise due  care with respect to the cleanup effort.  Id. at 519; see Lashins Arcade Co., 91 F.3d at   62      361 (explaining that Êºdue care would include those steps necessary to protect the  public from a health or environmental threatʺ) (internal citations and quotations  omitted).    The district court found that I.D. Boothʹs tactics created extensive  delays in negotiations.  Despite knowing that NYSEG could not begin  remediation until it acquired portions of the Cortland Homer site   which  included the removal of two former gasholders from below I.D. Boothʹs  building   I.D. Booth engaged in Êºprotracted negotiations.ʺ  NYSEG, 808 F. Supp.  2d at 518.  As a result, I.D. Booth was largely responsible for a two year delay in  the cleanup due to its untimely responses to NYSEGʹs proposals and its  ʺaggressive price demand.ʺ  Id.  As FirstEnergy s expert testified, this delay most  likely allowed more coal tar to migrate.  Id. at 519.  Because I.D. Boothʹs delays  prevented NYSEG from obtaining control of the I.D. Booth building located on  OU 1, NYSEG was forced to consider implementing the remedy at OU 2 first,  even though this was not the optimal order in which to proceed with cleanup.   Id.     To further exacerbate the problem, I.D. Boothʹs cooperation in  cleanup efforts was Êºsomewhat lackluster,ʺ as it failed, for example, to provide   63      NYSEG with Êºfeedback.ʺ  Id.; see Lashins Arcade Co., 91 F.3d at 361 (landowner  failed to exercise Êºdue careʺ where it remained passive Êºsimply because public  environmental authorities are addressing a hazardous waste situationʺ).  Because  this finding was not clearly erroneous, we affirm.22    I.D. Booth also complains that the portion of the cleanup costs  assigned to it was too high.  The district court assigned I.D. Booth 15 percent of  FirstEnergyʹs costs at the Cortland Homer site, or 6.7 percent of NYSEGʹs total  Cortland Homer costs.  NYSEG, 808 F. Supp. 2d at 535, 542.  Accordingly, the  district court found that I.D. Booth was liable for $160,089 in past costs, and for  15 percent of all future Êºnecessary and NCP compliant costs incurred by  NYSEG.ʺ  Id.  I.D. Booth argues that even if it caused a delay, that delay should  be measured from date of the issuance of the ROD approving the remediation  method (March 2007) to the date of sale (April 2008), or 14 months.  Using those  dates, I.D. Booth would only owe 1.35 percent of total costs   14 months out of 75  total years of production (1858 to 1933).  In the alternative, I.D. Booth argues that                                                 22 I.D. Booth claims the testimony of NYSEG expert Robert Karls supports its position  that any delay had no impact on the contamination.  Karls stated that there was no need  to Êºre prioritize[ ]ʺ the removal of contamination Êºbefore the scheduled implementation  of remediation.ʺ  App. at 1413.  This statement, however, merely suggests that Karls  agreed with the timing of the remediation plan in place.  It does not contradict the  district courtʹs findings that I.D. Booth exacerbated the contamination by delaying  negotiations.   64      the amount it owes should only be .67 percent, which is one year out of the  roughly one hundred and fifty years the site has been in existence (1858 2014).    We find that the district court did not abuse its discretion in  allocating the response costs.  The district court reasonably took into account the  fact that I.D. Booth would benefit from the increased property value after  remediation and that its negotiating tactics led to significant delays in  remediating the property.  Id. at 533.  Accordingly, we affirm.    CONCLUSION      In sum, we hold:       (1) NYSEGʹs CERCLA claims against FirstEnergy are not barred by  the covenant not to sue;       (2) AGECO is not directly liable under CERCLA as an operator;       (3) FirstEnergy is liable to NYSEG on a veil piercing theory based on  AGECOʹs control over NYSEG from 1922 to January 10, 1940, but not for  contamination created by other AGECO subsidiaries before those subsidiaries  merged into NYSEG;       (4) NYSEGʹs claims as to the (a) Plattsburgh site are timely, (b)  Norwich site are untimely, and (c) Owego site are untimely;    65          (5) The district court did not err in calculating total gas production at  the sites;       (6) The district court did not abuse its discretion in reducing  NYSEGʹs recovery from FirstEnergy by a portion of NYSEGʹs $20 million  insurance settlement;       (7) The district court did not abuse its discretion in declining to  reduce NYSEGʹs recovery to reflect the increased value of the remediated  properties or NYSEGʹs alleged delay in the remedial efforts; and       (8) I.D. Booth is liable for a portion of cleanup costs and the district  court did not abuse its discretion in apportioning liability in this respect.   For the foregoing reasons, the judgment of the district court is  AFFIRMED in part and VACATED in part, and the case is REMANDED for  further proceedings.   66