L’élaboration d’une réglementation en matière d’énergie aux États-Unis a eu une incidence sur de nombreux secteurs de l’industrie de l’énergie et touche un vaste éventail d’enjeux.  Dans le dernier numéro de la Publication trimestrielle sur la réglementation de l’énergie, nous avons fait état des réalisations clés de 2013 du gouvernement fédéral et des États en ce qui concerne l’élaboration d’une réglementation en matière d’énergie aux États-Unis. Le présent rapport met en lumière ces progrès réalisés depuis le début de 2014 lesquels pourraient intéresser les lecteurs de la Publication trimestrielle sur la réglementation de l’énergie.

I. Mesures pour lutter contre les changements climatiques 

En 2013, le président Obama a commencé à user de son pouvoir exécutif pour réglementer les gaz à effet de serre, contournant les hésitations du Congrès. En 2014, le président Obama a continué de centrer ses efforts sur les enjeux liés aux changements climatiques en publiant la Third National Climate Assessment (troisième évaluation nationale du climat). En outre, l’Administration Obama a obtenu gain de cause devant la Cour suprême des États-Unis dans l’affaire Environmental Protection Agency c. EME Homer City Generation, L.P. La décision rendue est venue confirmer un article de la Clean Air Act (loi sur la qualité de l’air) de la U.S. Environmental Protection Agency (EPA) (agence de protection de l’environnement des É. U.) élaboré pour contrôler et réglementer le flux de pollution entre les États.

A. Troisième évaluation nationale du climat 

Le 6 mai 2014, la Maison-Blanche a publié la troisième évaluation nationale du climat (ci-après l’« Évaluation »), un rapport produit par un groupe de 300 experts scientifiques dont les travaux ont été supervisés par un comité consultatif fédéral¹. Soulignant le fait que les changements climatiques sont désormais « bien ancrés dans la réalité d’aujourd’hui », l’Évaluation fait état de la vaste gamme d’effets produits par la hausse des températures moyennes, en mettant l’accent tant sur les incidences régionales que sur les secteurs touchés par les changements climatiques. L’Évaluation comporte également une discussion sur les différentes stratégies d’intervention possibles. L’Administration Obama a vanté les résultats de l’Évaluation, selon lesquels il serait pertinent de soutenir davantage les efforts de réglementation déployés pour lutter contre les changements climatiques².

B. La Cour suprême des É.-U. confirme les règlements de l’EPA

Dans la dernière chronique « La position de Washington », nous avions fait mention de la plaidoirie qu’avait entendue la Cour suprême des É.-U. dans l’affaire Utility Air Regulatory Group c. Environmental Protection Agency³. La question en litige dans cette affaire consistait à savoir si l’EPA avait le droit de déterminer que la réglementation sur les émissions des véhicules à moteur entraînait l’application des exigences en matière de permis prévues par le programme Prevention of Significant Deterioration (PSD) de la Clean Air Act⁴ aux sources fixes d’émissions de gaz à effet de serre, notamment les centrales électriques. Même si aucune décision n’a été rendue dans cette affaire, la Cour a émis un avis dans le cadre d’une autre affaire liée à la Clean Air Act, à savoir Environmental Protection Agency c. EME Homer City Generation, L.P.⁵. Dans l’affaire EME Homer City Generation, la Cour a confirmé les plus récents efforts déployés par l’EPA pour forcer les États « en amont » à réduire leurs émissions, lesquelles contribuent largement à la pollution des États  « en aval ».

La principale question dans l’affaire EME Homer City Generation était de savoir si l’EPA pouvait déterminer les niveaux de réduction d’émissions requis pour les états en amont en considérant le coût de la réduction des émissions plutôt que seulement la responsabilité physiquement proportionnelle de chaque État sur le plan de la pollution en aval⁶. Les États et les entreprises de services publics avaient contesté la soi-disant règle sur le transport (Transport Rule)⁷ de l’EPA, laquelle s’appuie sur cette démarche fondée sur les coûts. Dans une décision à 6 contre 2, la Cour a statué que la répartition par l’EPA des réductions des émissions fondée sur les coûts constitue une interprétation admissible de la disposition sur le bon voisinage Good Neighbor Provision de la Clean Air Act⁸, annulant la décision des cours d’appel des États-Unis pour le circuit du District de Columbia, selon laquelle l’ordonnance sur les transports dépassait la portée des pouvoirs légaux de l’EPA. Si l’EPA et les groupes environnementaux ont applaudi cette décision, certains législateurs conservateurs et quelques entreprises de services publics l’ont, pour leur part, critiquée⁹. Cette décision pourrait être révélatrice de la volonté de la Cour à confirmer les autres règles environnementales émises par l’EPA, lesquelles représentent une partie essentielle de la stratégie de l’Administration Obama sur les changements climatiques. Cependant, la décision en suspens de la Cour dans l’affaire Utility Air Regulatory Group devrait être rendue bientôt, et de nombreux observateurs doutent que la Cour confirme le plan de l’Administration en matière de permis, en vertu du PSD¹⁰.

II. Réaction de la demande

Le 23 mai 2014, le circuit du District de Columbia a annulé dans sa totalité l’ordonnance 745 de la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) par un vote de 2 contre 1¹¹.  En vertu de cette règle, on avait établi un mécanisme pour indemniser des fournisseurs de ressources rentables à la demande dans le but de baisser la la consommation d’électricité, qui sont actifs sur les marchés de l’énergie des prix du prochain jour ouvrable « day-ahead market » en temps réel et qui sont réglementés par la FERC. On y définit la « réaction de la demande » comme constituant « une réduction de la consommation d’électricité par les consommateurs par rapport à leur consommation anticipée en réaction à une augmentation du prix de l’électricité ou à des paiements incitatifs conçus pour entraîner une baisse de la consommation d’électricité »¹².
En outre, l’ordonnance exige des Regional Transmission Organizations (RTO) et des Independant System Operators (ISO) qqu’ils versent aux fournisseurs de ressources à la demande dans le but de réduire la consommation d’électricité, la totalité du coût marginal en fonction du lieu (CML) utilisé pour indemniser les fournisseurs d’énergie sur le marché.

La Cour a annulé l’ordonnance 745 au titre de deux motifs distincts. La Cour a d’abord soutenu que l’ordonnance régissait directement les marchés de détail qui relevaient exclusivement du contrôle de l’État et qu’elle ne s’inscrivait donc pas dans le cadre de compétence de la FERC. Cette dernière a fait valoir qu’en vertu des articles 205 et 206 de la Federal Power Act (FPA), elle détenait le pouvoir d’établir un mécanisme d’indemnisation pour la réaction à la demande à l’intention des marchés de gros. Aux termes des articles 205 et 206, la FERC est autorisée à s’assurer que l’ensemble des règles et règlements qui « ont une incidence … sur les tarifs » en lien avec la vente en gros d’électricité sont
« justes et raisonnables »¹³. Comme la réduction de l’indemnisation à l’intention des marchés de détail par des paiements liés à la réaction de la demande axés sur des incitatifs permettra de réduire les prix de gros, la FERC a supposé que l’ordonnance 745 avait une incidence directe sur les tarifs de gros et relevait donc de ses pouvoirs légaux. Cependant, la Cour a conclu que la réaction à la demande dépendait des marchés de détail – ce qui suppose la participation des consommateurs sur le marché de détail, leur décision d’acheter ou non sur le marché du détail et le degré de consommation d’électricité sur le marché du détail – s’inscrivant dans la portée exclusive de la réglementation de l’État. La Cour a également noté que la raison d’être de la FERC ne présente aucun principe limitatif et pourrait autoriser la FERC à réglementer de nombreux secteurs qui « affectent » les tarifs d’électricité en gros, comme les marchés de l’acier, des carburants et de la main d’œuvre.

Ensuite, la Cour a fait valoir que, même si la FERC avait compétence pour adopter l’ordonnance 745, celle-ci échouerait quand même de par sa nature « arbitraire et capricieuse »
et son incompatibilité avec l’Administrative Procedure Act. La Cour a affirmé que la FERC n’avait pas dûment considéré les arguments bien fondés présentés dans l’avis écrit soumis par le commissaire Moeller de la FERC, lequel s’écarte de l’ordonnance 745. Le commissaire Moeller a soutenu que l’ordonnance 745 donnait lieu à une surcompensation des ressources de la demande pour faire baisser la consommation d’électricité parce qu’elle exigeait que les fournisseurs de ces ressourcesse voient remboursés la totalité du CML, en plus de pouvoir conserver les économies réalisées pour avoir évité le coût de production au détail. La Cour a soutenu que la FERC n’avait pas produit de réponse directe à cet argument.

En dissidence, M. le juge principal de circuit Edwards a critiqué la décision majoritaire puisqu’elle n’accorde pas à la FERC le degré de retenue défini dans l’arrêt Chevron. Selon le juge Edwards, la FPA n’est pas claire quant à la question de savoir si une promesse de renoncer à la consommation d’électricité qui aurait été achetée sur un marché de détail constitue une « vente d’énergie électrique » assujettie à la compétence de la FERC en vertu de la loi, et compte tenu de cette ambiguïté, la Cour aurait dû s’en remettre à l’interprétation admissible de la loi par la FERC. Le juge Edwards s’en serait également remis à la FERC en ce qui a trait à son mandat, selon lequel les ressources de la demande pour faire baisser la consommation d’électricité doivent recevoir la totalité du CML, estimant que la défense de la FERC relativement au mécanisme de paiement du CML est adéquate.

Le mandat de la Cour n’a pas encore été donné. La FERC a anoncé le 11 juin 2014 ses plans dedemander une révision de la décision majoritaire devant l’ensemble duD.C. Circuit.

III. Exportation de GNL 

Au cours du premier trimestre de 2014, le département de l’Énergie (Department of Energy « DOE ») des États-Unis a continué d’émettre des autorisations conditionnelles pour l’exportation de gaz naturel liquéfié (GNL) depuis les États-Unis vers des pays avec lesquels les États-Unis n’ont pas conclu d’accord de libre-échange (pays non membres de l’ALE)¹⁴. Cependant, le 29 mai 2014, le DOE a publié une proposition pour
« suspendre » cette pratique et ne prendre des mesures sur les demandes d’exportation du GNL vers des pays non membres de l’ALE qu’une fois l’évaluation environnementale requise en vertu de la National Environmental Policy Act (NEPA) terminée¹⁵. Si elles sont adoptées, les procédures proposées n’auront pas d’incidence sur les autorisations d’exportation conditionnelles que le DOE a déjà accordées.

La proposition du DOE énonce quatre raisons pour attendre que l’évaluation environnementale en vertu de la NEPA soit terminée pour appliquer une mesure sur les demandes d’exportation du GNL vers les pays non membres de l’ALE.  Premièrement, le DOE affirme qu’« il ne semble plus nécessaire de recourir aux décisions conditionnelles pour que la FERC ou la majorité des demandeurs consacrent des ressources à l’évaluation environnementale exigée par la NEPA »¹⁶. Le DOE a d’abord justifié la pratique selon laquelle des autorisations d’exportation conditionnelles étaient accordées, indiquant que cela assurait une plus grande certitude pour la FERC, puisque celle-ci représente le principal organisme participant au processus d’évaluation environnementale en vertu de la NEPA pour un projet d’exportation proposé. La proposition du DEO reconnaît toutefois que les demandeurs amorcent, et la FERC exécute, le processus d’évaluation environnementale en vertu de la NEPA pour des projets, peu importe que ceux-ci aient obtenu ou non une autorisation d’exportation conditionnelle du DOE.

Deuxièmement, le DOE est d’avis que ce changement lui permettra de « prioriser la prise de mesures sur des demandes qui autrement, seraient prêtes à être traitées ». Le DOE ne traiterait plus les demandes d’exportation de GNL vers des pays non membres de l’ALE dans l’ordre de préséance de leur publication, mais prendrait plutôt des mesures sur ces demandes « selon l’ordre dans lequel elles sont prêtes à faire l’objet de mesures définitives ».
Dans la proposition du DOE, le terme
« mesure définitive » signifie que « le DOE a terminé le processus pertinent d’évaluation environnementale en vertu de la NEPA et qu’il détient suffisamment d’information à partir de laquelle il se fondera pour prendre une décision dans l’intérêt du public ». Il sera considéré que le processus d’évaluation environnementale en vertu de la NEPA pour une demande est terminé dans les cas suivants :
1) les projets qui nécessitent un énoncé des incidences environnementales (EIS), 30 jours après la publication de l’EIS définitif; 2) les projets pour lesquels une évaluation environnementale a été préparée, à la suite de la publication par le DOE d’une conclusion d’absence d’impact important; ou 3) après que le DOE a déterminé qu’une demande est admissible à une exclusion catégorique de la NEPA conformément au Règlement sur le DOE en vigueur¹⁷.

Troisièmement, le DOE estime que ce changement de procédure « facilitera la prise de décisions éclairées, étant donné que des renseignements plus pertinents et plus complets seront accessibles ». Le DOE sera en meilleure position pour juger les impacts cumulatifs qu’auront ses autorisations sur le marché, puisque « les projets dans le cadre desquels on a investi dans la réalisation de l’évaluation environnementale en vertu de la NEPA sont, dans l’ensemble, plus susceptibles de passer à l’étape suivante que les autres »¹⁸.

Enfin, le DOE est d’avis que l’élimination des décisions conditionnelles sur les exportations dans les pays non membres de l’ALE permettra de mieux répartir les ressources du département. Le DOE sera en mesure de se concentrer sur « l’offre de mesures opportunes sur les demandes les plus avancées dans le processus d’examen réglementaire »¹⁹.

L’échéance pour la production de commentaires concernant la modification proposée par le DOE aux procédures d’étude des demandes d’autorisation d’exportation vers des pays non membres de l’ALE est le 21 juillet 2014.

IV. Proposition de la NYPSC pour une refonte des cadres réglementaires

En décembre 2013, la New York Public Service Commission (NYPSC) a annoncé un réexamen complet des paradigmes réglementaires et des marchés, afin d’étudier la façon dont les programmes d’énergie propre et la réglementation des services de distribution atteignent ses objectifs stratégiques²⁰. En ce qui concerne la réglementation de ses services de distribution, l’ordonnance de la NYPSC intitulée « Reforming the Energy Vision » (la réforme de la vision de l’énergie) a dégagé les questions clés suivantes :

• Quel est le rôle que les services de distribution doivent jouer pour assurer l’efficacité globale du système, permettre un déploiement de la distribution des ressources énergétiques qui soit axé sur le marché et faciliter la gestion de la consommation?
• Quels sont les changements qui peuvent et devraient être apportés à l’actuelle structure réglementaire, tarifaire et commerciale et aux mesures incitatives de New York afin de mieux aligner les intérêts des services sur l’atteinte des objectifs stratégiques en matière d’énergie?

Le 24 avril 2014, en réponse à la demande de la NYPSC, le personnel de la NYPSC a émis une proposition ambitieuse (Staff Proposal) recommandant que les services publics modifient leurs activités et deviennent des fournisseurs de plateformes pour systèmes répartis (Distributed System Platform Providers – DSPP)²¹. En tant que DSPP, le service public gérerait et coordonnerait activement la répartition des sources d’énergie ou produirait, à partir de ressources plus modestes, de l’électricité qu’il amènerait au système. La Staff Proposal affirme qu’une telle démarche permettrait d’atteindre plus efficacement les objectifs stratégiques de la NYPSC.

La Staff Proposal recommande d’étudier plus en profondeur les changements qui pourraient être apportés au modèle de service public et au paradigme de tarification, selon deux phases simultanées. Dans une phase, il est recommandé de déterminer les devoirs et fonctions des DSPP, comme la planification du système, l’établissement des prix ainsi que les répercussions sur les marchés de gros. L’autre phase aborderait les modifications à la tarification et à la réglementation occasionnées par la Staff Proposal, y compris la durée du régime tarifaire, les incitatifs et les structures conventionnelles de conception tarifaire.

Le 25 avril 2014, la NYPSC a rendu une ordonnance pour examiner les recommandations formulées dans la Staff Proposal²². Le modèle en deux phases recommandé par le personnel a été adopté dans l’ordonnance et celle-ci exigeait la publication d’un bilan sur la première phase au début de juillet 2014 et d’une proposition de modifications à la tarification à la mi-juillet 2014, ainsi que la publication d’un bilan en septembre 2014. La NYPSC a indiqué qu’elle prévoit prendre une décision concernant la politique générale au cours du premier trimestre de 2015.

V. Application de la loi et conformité

Comme il est souligné dans son dernier rapport annuel, l’Office of Enforcement de la FERC a connu une année cruciale en 2013, centrant ses efforts d’application de la réglementation sur quatre domaines principaux : 1) la fraude et la manipulation du marché; 2) les violations graves des normes de fiabilité; 3) la conduite anticoncurrentielle; et 4) la conduite menaçant la transparence des marchés réglementés²³. En 2014, l’Office of Enforcement a continué d’intenter des poursuites en vertu des pouvoirs de la FERC pour imposer des sanctions civiles s’élevant jusqu’à 1 million de dollars par jour dans des cas de manipulation du marché et de fraude²⁴. Quelques uns de ces cas sont brièvement décrits ci-dessous²⁵.

A. BP America et al.

Le 5 août 2013, la FERC a sommé la BP America Inc., la BP Corporation North America Inc., la BP America Production Company et la BP Energy Company (collectivement BP) de justifier les raisons pour lesquelles elles ne devraient pas être accusées d’avoir manipulé illégalement un marché de gaz naturel à Houston de septembre à novembre 2008, ne devraient pas se voir imposer des sanctions totalisant 28 millions de dollars et une restitution de 800 000 dollars pour profits illicites²⁶. Le 4 octobre 2013, BP a déposé une réponse niant tout acte répréhensible et demandant que la FERC révoque la procédure ou, à titre de solution de rechange, fixe la tenue d’une pleine audience d’examen des preuves devant un juge administratif dans les bureaux de l’organisme. Le 15 mai 2014, la FERC a rejeté la demande de BP pour révoquer la procédure et a ordonné la tenue d’une audience, citant l’existence de véritables questions litigieuses concernant un fait important. Parmi ces questions, on compte un appel téléphonique enregistré entre des employés de BP au sujet des positions de BP. L’Office of Enforcement allègue que cet appel corrobore le plan que BP avait mis en place pour manipuler le marché de gaz naturel en question. L’ordonnance exige du juge administratif qu’il détermine si la conduite de BP contrevenait à la règle antimanipulation en « délimitant les brèches », entre autres, et réserve à la Commission la tâche d’étudier ultérieurement la nature de la sanction civile, la restitution et toute autre sanction qui pourrait être imposée dans l’éventualité où une décision de violation serait rendue²⁷.

B. Louis Dreyfus Energy Services LP

Louis Dreyfus Energy Services LP (LDES) a accepté de payer une sanction civile de 4,1 millions de dollars et de restituer 3,3 millions de dollars en profits à titre de règlement concernant les allégations de l’Office of Enforcement, selon lesquelles LDES avait manipulé le marché de l’énergie chez Midcontinent Independent System Operator (MISO) de novembre 2009 à février 2010. Dans le cadre de ce règlement, un opérateur de marché de LDES devait aussi payer une sanction civile de 310 000 $.
Selon le règlement, LDES aurait conclu des transactions virtuelles constamment déficitaires afin de faire profiter les postes de droits d’utilisation de transport fermes chez MISO. Dans la description du présumé plan de manipulation, le règlement est centré sur la thèse de doctorat de l’opérateur de marché, qui a noté la relation entre les transactions virtuelles et les droits de transports financiers ainsi que la façon dont cette relation pourrait donner lieu à des transactions « sans risque » dans certains cas. LDES n’a ni admis ni nié les infractions alléguées²⁸. LDES a été vendue à des investisseurs en 2012 et a été renommée Castleton Commodities International.

C. Protocoles d’entente entre la CFTC et la FERC

Nous avons déjà mentionné que le 2 janvier 2014, la Commodity Futures Trading Commission (CFTC) et la FERC (collectivement les organismes) ont signé des « protocoles d’entente » concernant certaines questions de chevauchement de compétences (PE sur les compétences) et d’échange d’informations relatives à la surveillance du marché et aux activités d’application de la réglementation (PE sur l’échange d’informations, collectivement les PE). La CFTC et la FERC ont annoncé les PE après plusieurs années de dispute au sujet de leur autorité sur les marchés de l’énergie.

Le 5 mars 2014, les deux organismes ont annoncé la première transmission de données sur le marché en vertu du PE sur l’échange d’informations; ces données devaient être utilisées pour analyser les activités du marché et protéger l’intégrité du marché. Les données qui sont susceptibles d’être partagées en vertu du PE concernent des joueurs dans le marché et des entités réglementées par les organismes, y compris en ce qui concerne la FERC, les RTO et les ISO ainsi que les installations de stockage et les pipelines situées sur les territoires touchés et, en ce qui concerne la CFTC, les marchés de contrats désignés, les plateformes de négociation des swaps, les organismes de compensation de dérivés et les dépôts de données sur les swaps. Les organismes ont aussi annoncé la création d’un groupe de travail appelé « Staff-level Interagency Surveillance and Data Analytics Working Group » afin de coordonner le partage de l’information entre les organismes et de mettre l’accent sur la sécurité des données, l’infrastructure d’échange des données et l’utilisation d’outils d’analyse à des fins de réglementation.

VI. CFTC 

La CFTC a pris plusieurs mesures touchant les entreprises du domaine de l’énergie en 2014. La CFTC a publié un avis de projet de réglementation²⁹ afin d’ajuster le seuil minimal pour déterminer si une entité qui participe à certains swaps avec des « fournisseurs spéciaux de services publics »³⁰ doit s’inscrire en tant qu’opérateur sur contrats d’échange. La proposition modifierait la définition de la CFTC du terme « opérateur sur contrats d’échange » participant à des « swaps liés à l’exploitation de services publics »³¹, de sorte que les fournisseurs spéciaux de services publics excluraient les swaps servant à déterminer qui a dépassé le seuil minimum propre aux affaires conclues avec des fournisseurs spéciaux. Toutefois, ces swaps pourraient être pris en compte pour déterminer si le seuil minimal général de 8 milliards de dollars s’applique. La règle permettrait de codifier efficacement l’exclusion liée à la renonciation de prise de mesure (« no-action relief ») émise par le personnel de la CFTC en mars de la présente année³².

La CFTC a prolongé la période de commentaires relativement à sa proposition de limites de position et a organisé une table ronde avec le personnel afin d’étudier certaines questions concernant les marchandises physiques (y compris les produits énergétiques)³³. La CFTC a demandé aux joueurs sur le marché de présenter leurs commentaires sur les sujets suivants :  1) les couvertures d’une marchandise physique par une entreprise commerciale, y compris la couverture brute, la couverture multiproduit, la couverture anticipatoire et le processus d’obtention d’une exemption non énumérée; 2) l’établissement de limites d’échéance restreintes au mois en cours pour la livraison physique et les contrats réglés en espèce ainsi qu’une exemption conditionnelle pour une limite restreinte au mois en cours; 3) le règlement de limites non restreintes au mois en cours pour les contrats sur le blé; 4) l’exemption d’agrégation pour certaines participations financières supérieures à 50 % de propriété dans une entité détenue en propriété; et 5) l’agrégation fondée sur des stratégies de négociation essentiellement identiques.

De plus, le personnel de la CFTC a publié des lettres de non-intervention pouvant toucher les entreprises énergétiques. Le personnel de la CFTC a accordé une exclusion concernant la conformité aux dispositions relatives à la tenue de dossiers³⁴, exigeant des membres des marchés de contrats désignés ou des plateformes de négociation des swaps non enregistrées ou qui doivent s’enregistrer auprès de la CFTC, ce qui comprend certaines entreprises énergétiques, qu’ils conserver les messages textes et les dossiers électroniques de manière à ce qu’ils puissent être identifiables et consultés par transaction³⁵. En outre, le personnel de la CFTC a indiqué qu’il ne recommanderait pas de mesure d’application de la réglementation contre Southwest Power Pool Inc. (SPP), un RTO approuvé par la FERC, ses membres ou certains autres joueurs sur le marché pour non-conformité à la Commodity Exchange Act³⁶ (CEA) et aux règlements de la CFTC (à l’exception des interdictions antifraude et antimanipulation), et ce, tant que la CFTC n’aura pas pris de mesure concernant la pétition produite par SPP pour exempter certaines transactions de la réglementation en vigueur en vertu de la CEA³⁷. L’exclusion prend fin à la première des deux dates suivantes : le 31 août 2014 ou la date de la décision finale de la CFTC concernant la pétition de SPP.

VII. Fracturation

La quantité et la nature des activités de fracturation et de forage horizontal aux États-Unis continuent de soulever d’importants débats chez les joueurs actifs sur le marché, les citoyens et les organismes gouvernementaux en ce qui concerne la voie à suivre dans ce domaine³⁸. En mai 2014, l’EPA a amorcé un processus qui pourrait donner lieu à l’adoption d’une réglementation fédérale sur les liquides utilisés pour la fracturation.  L’EPA a publié un avis de projet de réglementation en vertu de l’article 8 de la Toxic Substances Control Act³⁹ (TSCA), sollicitant des commentaires sur la question de savoir si les entreprises doivent divulguer publiquement les produits chimiques utilisés dans le processus de fracturation.  L’avis cherche à obtenir des commentaires sur les points suivants : 1) le type de renseignements chimiques qui pourraient être déclarés en vertu de la TSCA; 2) les démarches réglementaires et non réglementaires pour l’obtention d’information sur les produits chimiques et les mélanges utilisés dans le cadre des activités de fracturation hydraulique; et 3) la question de savoir si les produits chimiques liés à la fracturation doivent être réglementés par un mécanisme volontaire en vertu de la Pollution Prevention Act of 1990⁴⁰. Dans cet avis, l’EPA a demandé des commentaires sur des douzaines de questions concernant entre autres la façon de protéger les secrets commerciaux et la manière de réduire la duplication éventuelle des exigences des États en matière de divulgation. Les mesures prises par l’EPA découlent d’une pétition produit en août 2011 par Earthjustice et d’autres organismes. La période de commentaires se termine en août 2014.

VIII. Coordination entre les industries du gaz et de l’électricité

En mars 2014, dans le cadre de trois ordonnances interreliées, la FERC a pris des mesures afin d’aborder les questions relatives à la coordination entre les industries du gaz et de l’électricité, questions issues des pratiques de planification des exploitants de gazoducs interétatiques et les exploitants de services de transport d’électricité. La Commission s’inquiète au sujet des répercussions possibles sur l’exploitation fiable et efficace des systèmes de transmission d’électricité et les gazoducs interétatiques, des écarts entre les heures de début des journées d’exploitation des gazoducs et des installations électriques, et des divergences entre les calendriers de planification des services de transport par gazoduc interétatique et les ventes d’électricité en gros faites par des centrales au gaz naturel le jour suivant. La Commission est aussi préoccupée par la possibilité que les pratiques de planification actuelles des gazoducs interétatiques actuels et l’application de certains de ses règlements par les gazoducs puissent ne pas fournir la souplesse requise pour satisfaire aux besoins des producteurs de gaz naturel et limiter l’utilisation efficace des gazoducs en place, ce qui réduirait la capacité dont disposent les expéditeurs (y compris les centrales au gaz naturel)⁴¹.

La FERC a donc proposé de revoir ses règlements afin de mieux coordonner la planification des marchés du gaz naturel et de l’électricité à la lumière d’une dépendance accrue sur le gaz naturel pour la production d’électricité, ainsi que pour fournir une souplesse accrue à tous les expéditeurs qui utilisent les gazoducs interétatiques. La Commission a accordé aux industries du gaz naturel et de l’électricité six mois pour en arriver à un consensus sur de nouvelles normes d’exploitation à cet égard⁴². La FERC a aussi établi une procédure en vertu de la FPA, afin de coordonner la planification pour le prochain jour ouvrable des ISO et des RTO avec le calendrier révisé des gazoducs interétatiques⁴³. Enfin, la FERC a établi une procédure en vertu de la Natural Gas Act⁴⁴ afin d’examiner si les gazoducs interétatiques donnent un avis suffisant pour l’achat d’une capacité pipelinière admissible conformément à ses règlements⁴⁵.

IX. Stockage énergétique

Le 15 mai 2014, la California Public Utilities Commission a rendu une décision, précisant que les projets renouvelables qui sont admissibles au mesurage net de l’énergie, mais qui comprennent aussi une capacité de stockage de l’énergie, comme des batteries, n’ont pas à payer certains frais d’interconnexions et frais d’étude de mise à niveau du système⁴⁶.  Selon un récent rapport sur le Self-Generation Incentive Program de la Californie, environ 6,7 MW de projets de stockage sur batterie à cellules photovoltaïques ont été retardés en attente d’une précision sur les frais qui pouvaient être évalués avant la connexion au réseau.

* Avocat principal chez Morrison & Foerster LLP à Washington, D.C., où il représente une variété de clients dans les domaines de la réglementation en énergie, de son application et de sa conformité, ainsi que des dossiers commerciaux, législatifs et de politiques publiques.  Il est un ancien avocat général et vice-président des politiques législatives et de réglementation à la Constellation Energy et collabore à titre de rédacteur en chef pour l’Energy Law Journal (publié par l’Energy Bar Association). L’auteur aimerait remercier les membres de l’équipe de la réglementation en énergie de Morrison & Foerster pour leur apport dans l’élaboration de ce rapport. Les points de vue exprimés dans ce rapport sont les siens, et ne reflètent pas nécessairement ceux de Morrison & Foerster ou de ses clients.

¹ 2014 National Climate Assessment, en ligne : U.S. Global Change Research Program <http://nca2014.globalchange.gov/>.

²  Voir Justin Gillis, U.S. Climate Has Already Changed, Study Finds, Citing Heat and Floods (6 mai 2014), en ligne : New York Times <http://www.nytimes.com/2014/05/07/science/earth/climate-change-report.html?hpw&rref=world&_r=0>.

³  Utility Air Regulatory Group v. Environmental Protection Agency, 684 F (3d) 102 (DC Cir 2012), No 12-1146 (US requête accordée 15 Octobre 2013). L’affaire Utility Air Regulatory Group fait office de cas principal dans six causes consolidées portant sur la même question en litige.

⁴  The Clean Air Act of 1970, Pub L No 91-604, 84 Stat 1676 (1970) (codifié au 42 USC §7401-7671 (1970)).

⁵  Environmental Protection Agency v EME Homer City Generation, LP, 134 S Ct 1584 (US 29 avril 2014), No 12-1182.

⁶  Voir Greg Stohr & Mark Drajem, Obama Power-Plant Pollution Rule Upheld by Top U.S. Court (29 avril 2014), en ligne : Bloomberg <http://www.bloomberg.com/news/2014-04-29/obama-power-plant-pollution-rule-upheld-by-u-s-supreme-court.html>.

⁷ Federal Implementation Plans: Interstate Transport of Fine Particulate Matter and Ozone and Correction of SIP Approvals, 76 Fed Reg 48208 (2011).

⁸ State implementation plans for national primary and secondary for ambient air quality standards, 42 USC § 7410(a)(2)(D)(i).

⁹  Voir par ex Coral Davenport, Justices Back Rule Limiting Coal Pollution (29 avril 2014), en ligne : New York Times <http://www.nytimes.com/2014/04/30/us/politics/supreme-court-backs-epa-coal-pollution-rules.html>.

¹⁰  Voir par ex, Adam Liptak, For the Supreme Court, a Case Poses a Puzzle on the E.P.A.’s Authority (24 février 2014), en ligne : New York Times <http://www.nytimes.com/2014/02/25/us/justices-weigh-conundrum-on-epa-authority.html>.

¹¹  Electric Power Supply Ass’n v. FERC, No 11-1486, et al. (DC Cir 23 mai 2014).

¹²  Demand Response Compensation in Organized Wholesale Energy Markets, Ordonnance No 745, 134 FERC ¶ 61,187, au para 2, note 2; voir aussi 18 CFR § 35.28(b)(4).

¹³  Declaration of policy; application of subchapter, 16 USC §§ 824d(a), 824e(a).

¹⁴  Ordonnance intitulée Conditionally Granting Long-Term Multi-Contract Authorization to Export Liquefied Natural Gas by Vessel from the Cameron LNG Terminal in Cameron Parish, Louisiana, to Non-Free Trade Agreement Nations, DOE/FE, ordonnance No3391 (11 février 2014); Ordonnance intitulée Conditionally Granting Long-Term Multi-Contract Authorization to Export Liquefied Natural Gas by Vessel from the Jordan Cove LNG Terminal in Coos Bay, Oregon to Non-Free Trade Agreement Nations, DOE/FE, ordonnance numéro 3413 (24 mars 2014).  L’article 590.402 du Règlement sur le DOE autorise l’Office of Fossil Energy du DEO à rendre une ordonnance conditionnelle avant la publication d’un avis définitif et d’une règle.  Administrative Procedures with respect to the import and export of natural gas- conditional orders, 10 CFR § 590.402.

¹⁵  Proposed Procedures for Liquefied Natural Gas Export Decisions, 79 Fed Reg 32261 (4 juin 2014).

¹⁶  Ibid à la p 8.

¹⁷  Ibid à la p 7.

¹⁸  Ibid à la p 8.

¹⁹  Ibid à la p 10.

²⁰  La NYPSC décrit ses objectifs stratégiques comme suit : 1) développer les connaissances du consommateur et augmenter le nombre d’outils pour soutenir la gestion efficace de la facture totale d’énergie du consommateur; 2) stimuler le marché et renforcer les contributions du contribuable; 3) assurer l’efficacité globale du système; 4) veiller à la diversité des carburants et des ressources; et 5) maintenir la fiabilité et la résilience du système. La NYPSC a indiqué que la réduction des émissions de carbone constituait un objectif implicite. Dans sa proposition, le personnel de la NYPSC a recommandé qu’elle soit explicitement ajoutée à cette liste des objectifs stratégiques.

²¹  Reforming the Energy Vision: NYS Department of Public Service Staff Report and Proposal, No 14-M-0101 (24 avril 2014), en ligne: NYS Department of Public Service <http://www3.dps.ny.gov/W/PSCWeb.nsf/96f0fec0b45a3c6485257688006a701a/26be8a93967e604785257cc40066b91a/$FILE/ATTK0J3L.pdf/Reforming%20The%20Energy%20Vision%20(REV)%20REPORT%204.25.%2014.pdf>.

²²  Order Instituting Rulemaking,  Proceeding on Motion of thje Commission in Regard to Performing the Energy Vision, No 14-M-0101 (25 avril 2014), en ligne : NYS Department of Public Service <http://documents.dps.ny.gov/public/Common/ViewDoc.aspx?DocRefId=%7B9CF883CB-E8F1-4887-B218-99DC329DB311%7D>.

²³  2013 Report on Enforcement, FERC Docket No AD07-13-006 (21 novembre 2013), en ligne : FERC <https://www.ferc.gov/legal/staff-reports/2013/11-21-13-enforcement.pdf>.

²⁴  Voir Prohibition of energy market regulation 16 USC § 824v(a) (2012); Regulation of Natural gas companies, 15 USC § 717c-1 (2012).

²⁵  Une discussion sur les mesures d’application de la réglementation mettant en cause Barclays Bank PLC et al. et Lincoln Paper & Tissue LLC et al. – les deux affaires étant toujours en suspens devant les cours de district fédérales de la Californie et du Massachusetts respectivement – figure dans le numéro d’hiver 2013 de la Publication trimestrielle sur la réglementation de l’énergie.

²⁶  BP America Inc., 144 FERC ¶ 61,100 (2013).

²⁷  BP America Inc., 147 FERC ¶ 61,130 (2014).

²⁸  MISO Virtual & FTR Trading, 146 FERC ¶ 61,072 (2014).

²⁹  Exclusion of Utility Operations-Related Swaps with Utility Special Entities from De Minimis Threshold for Swaps with Special Entities, 79 Fed Reg 31238 (2 juin 2014).

³⁰  Un « fournisseur spécial de services publics » serait défini comme suit : une entité particulière (généralement certaines entités gouvernementales, régimes de retraites, plans gouvernementaux ou richesses) qui possède ou exploite des installations d’électricité ou de gaz naturel, des opérations d’électricité ou de gaz naturel ou de telles installations ou opérations prévues; les fournisseurs de gaz naturel ou d’énergie électrique pour d’autres fournisseurs spéciaux de services publics ont des obligations en matière de service public, ou des obligations prévues en matière de services publics en vertu des lois ou des règlements fédéraux ou des États, pour fournir de l’énergie électrique ou du gaz naturel à ses consommateurs; il peut aussi s’agir d’un organisme de commercialisation de l’électricité fédéral, comme il est défini à l’article 3 de la FPA, 16 USC § 796(19).

³¹  Un « swap lié à l’exploitation de services publics » constitue un swap selon lequel chacune des parties est un fournisseur spécial de services publics qui utilise le swap pour couvrir ou réduire un risque commercial, et qui est associée à un produit exclu.  En outre, le swap doit être un swap sur l’énergie électrique ou le gaz naturel, ou être associé aux obligations en matière d’exploitation ou de conformité d’un fournisseur spécial de services publics, comme il est énoncé dans la règle proposée de la CFTC.

³²  Voir la CFTC Staff Letter No 14-34 (20 février 2014).

³³  Position Limits for Derivatives and Aggregation of Positions, 79 Fed Reg 30762 (29 mai 2014).

³⁴  Records of commodity interest and related cash or forward transactions, 17 CFR § 1.35(a).

³⁵  CFTC Staff Letter No14-72 (22 mai 2014).

³⁶  Commodity Exchange Act of 1936, Pub L No 74-675, 49 Stat 1491 (1936).

³⁷ CFTC Staff Letter No 14-18 (20 février 2014).  Pour être admissibles à cette exclusion, les joueurs sur le marché doivent être : 1) des personnes concernées, c.-à-d. des « appropriate persons » au sens de la définition énoncée aux sous-alinéas 4(c)3)(A) à (J) de la CEA; 2) des participants au contrat admissibles, c.-à-d. des « eligible contract participants » au sens de la définition énoncée au paragraphe 1a(18) de la CEA et dans le règlement 1.3(m) de la CFTC; ou 3) œuvrer dans le domaine de la production, de la transmission ou de la distribution d’énergie électrique ou de l’offre de services d’énergie électrique qui sont nécessaires au soutien de l’exploitation fiable du système de transmission.

³⁸ 35 Energy Law Journal xiii (2014).

³⁹ Toxic Substances Control Act of 1976, Pub L No 94-469, 90 Stat 2003 (1976).

⁴⁰ Hydraulic Fracturing Chemicals and Mixtures, Advance Notice of Proposed Rulemaking, 79 Fed Reg 28,664 (2014).

⁴¹ Avis de projet de réglementation, Coordination of the Scheduling Processes of Interstate Natural Gas Pipelines and Public Utilities, 146 FERC ¶ 61,201 aux para 32-33 (2014).

⁴² Ibid au para 2.

⁴³ California Independent System Operator Corporation et al., 146 FERC ¶ 61,202 (2014).

⁴⁴ Natural Gas Act, 15 USC § 717 (2013).

⁴⁵ Posting of Offers to Purchase Capacity, 146 FERC ¶ 61,203 (2014).

⁴⁶ Decision Regarding Net Metering Interconnection Eligibility for Storage Devices Paired with the Net Energy Metering Generation Facilities, No 14-05-033 (Public Utilities Commission of the State of California 15 mai 2014), en line: Pacific Gas and Electric Co <https://www.pge.com/regulation/DistributionGenerationV/Final-Decisions/CPUC/2014/DistributionGenerationV_Final-Dec_CPUC_20140515_D-14-05-033_305407.pdf.