Aux États-Unis, l’élaboration d’une réglementation  en   matière   d’énergie   a une incidence sur de multiples secteurs de l’industrie de l’énergie et touche un vaste éventail de politiques et d’enjeux. Un tel exercice atteint le niveau fédéral [comme la Federal Energy Regulatory Commission (FERC), le Department of Energy (DOE, Département de l’Énergie), le Congrès et le tribunal fédéral] et le niveau des États (les commissions de services publics ou les tribunaux étatiques). Tous les rapports concernant les activités dans le domaine de la réglementation de l’énergie aux États-Unis ne peuvent, par leur nature, être exhaustifs. Ce rapport mettra plutôt en lumière un nombre de développements clés qui seront sans doute intéressants pour les lecteurs de cette publication trimestrielle sur la réglementation de l’énergie.

Éléments du secteur de l’énergie selon le Climate Action Plan du président Obama

En juin 2013, le président Obama a rendu public le President’s Climate Action Plan (Plan climatique) permettant de réduire les émissions de carbone aux États-Unis, de préparer la nation aux impacts du changement climatique et d’autres catastrophes naturelles, et de collaborer aux efforts internationaux sur le changement climatique¹. Le Plan climatique vise à réduire les émissions de gaz à effet de serre des États- Unis de 17 % sous les niveaux de 2005 pour l’année 2020.

Le Plan climatique comprend trente mesures dont aucune ne requiert une action ou une approbation de la part du Congrès. Quatre de ces mesures ont une incidence directe sur le secteur de l’énergie : des limites d’émissions de carbone pour les centrales électriques nouvelles et existantes; la promotion des ressources énergétiques renouvelables; des investissements dans des technologies énergétiques de pointe et une hausse des normes en matière d’efficacité énergétique pour les appareils et les bâtiments fédéraux.

1)    Émissions de carbone provenant des centrales électriques

La pièce maîtresse de la stratégie visant la réduction du carbone est l’adoption de normes fédérales permettant de limiter les émissions de carbone provenant des centrales électriques des États-Unis. Conjointement avec le lancement du  Plan   climatique,   le   président   Obama a  transmis   un   mémorandum   présidentiel à l’administrateur de la United States Environmental Protection Agency (USEPA) lui indiquant d’adopter dans les meilleurs délais des normes en matière d’émissions de carbone pour les centrales électriques nouvelles et existantes conformément aux  articles  111(b) et 111(d) de la Clean Air Act fédérale (25 juin 2013 – Power Sector Carbon Pollution Standards Executive, règle no 13657, 78 Fed Reg 39533 (2013); 42 USC § 7411).

En ce qui concerne les nouvelles centrales électriques, le mémorandum présidentiel demande à l’administrateur de poursuivre le processus de réglementation initié par l’avis de projet de règlement de l’USEPA datant du 13 avril 2012 intitulé : « Standards of Performance for Greenhouse Gas Emissions for New Stationary Sources: Electric Utility Generating Units »². Cet avis de projet de règlement, qui recommandait une norme d’émissions de 1 000 livres de dioxyde de carbone par mégawattheure sur une base annuelle ou sur une moyenne de trente ans, a été fortement critiqué pour avoir proposé une norme sans égard pour les combustibles qui aurait dévié de la dernière pratique de l’USEPA qui consistait à adopter des normes moins rigoureuses pour les centrales au charbon que  pour  les  centrales au gaz naturel. Le mémorandum présidentiel somme l’administrateur d’émettre une nouvelle proposition pour limiter les émissions de carbone avant le 20 septembre 2013 et d’adopter une règle définitive en « temps opportun »³. L’USEPA a publié le projet de règle le 20 septembre 2013, soulignant à quel point l’administration du président Obama sera exigeante dans ses efforts pour lutter contre les changements climatiques avec le processus de réglementation. Des contestations judiciaires envers toute règle définitive sont attendues.

Pour les centrales électriques modifiées, reconstruites  et  existantes,  l’administrateur de l’USEPA est appelé à proposer une règle pour le 15 juin 2014 et à adopter une règle définitive avant le 15 juin 2015⁴. En vertu de la Clean Air Act, les États sont responsables d’exécuter et d’appliquer les normes fédérales. Le   mémorandum   présidentiel   déclare   que la réglementation définitive en matière d’émissions de carbone doit exiger des États qu’ils soumettent des plans d’exécution pour juin 2016.

2)   Énergie renouvelable

Le Plan climatique vise à doubler la production d’énergie renouvelable aux États-Unis pour 2020⁵. Selon un rapport du Congressional Research Service, la production d’énergie renouvelable non hydroélectrique aux États- Unis était de 219 millions de mégawattheures en 2011⁶. Afin de mettre en œuvre cet objectif, le président Obama a demandé au département de l’Intérieur d’accélérer son processus d’autorisation et de permettre  un dix gigawatts supplémentaire de production d’énergie renouvelable sur les terres fédérales pour 2020. Le Plan climatique a également enjointa au ministère de la Défense d’installer trois gigawatts d’énergie renouvelable sur les installations militaires pour 2025 et a assigné aux organismes fédéraux l’objectif d’installer 100 mégawatts d’énergie renouvelable dans les logements subventionnés par le gouvernement fédéral pour 2020.

3) Ressources de production tradition- nelles

Le Plan climatique encourage l’investissement dans les technologies d’énergie propre, notamment le charbon propre et les technologies nucléaires en émergence⁷. Selon le Plan climatique, le Department of Energy (DOE, département de l’Énergie) a  émis  un  projet de demande de soumissions potentielles allant jusqu’à huit milliards de dollars en garanties de prêts pour la réalisation d’une grande variété de projets technologiques de pointe sur les combustibles fossiles qui réduisent les émissions de gaz à effet de serre⁸. Le DOE planifie annoncer la demande de soumissions définitive cet automne. Dans le secteur international, le Plan climatique propose de mettre fin au soutien financier du gouvernement des États-Unis pour les nouvelles centrales au charbon outremer, à moins qu’il n’y ait aucune solution possible ou que l’installation utilise des technologies de capture du carbone et de séquestration⁹.

4)   Efficacité énergétique

Le Plan climatique a pour but de réduire les émissions de carbone de trois milliards de tonnes métriques pour 2030  en  appliquant de nouvelles normes d’efficacité pour les appareils et les bâtiments  fédéraux  pendant les deux mandats du  président  Obama¹⁰. Selon le Plan climatique, le département de l’Agriculture finalisera une mise à jour  de son Programme de prêt pour l’efficacité et la conservation énergétiques (Energy Efficiency and Conservation Loan Program) permettant de fournir jusqu’à 250 millions de dollars à investir dans l’efficacité par les services ruraux.

Contrôle de la FERC et manipulation présumée du marché

La Federal Energy Regulatory Commission (FERC) propose un programme  de  contrôle  solide et a récemment annoncé plusieurs décisions importantes qui expriment ses efforts continus dans l’examen d’activités présumées illégales sur les marchés de l’électricité et du gaz naturel. Dans le dernier trimestre, trois ordonnances importantes visaient la manipulation présumée sur les marchés sous la compétence de la FERC. L’organisme détient une autorité en vertu de la Federal Power Act (FPA) et de la Natural Gas Act (NGA) pour identifier ces acteurs impliqués dans la manipulation ou dans la fraude¹¹ du marché et imposer des sanctions civiles s’élevant jusqu’à un million de dollars par jour.

1)   Barclays Bank PLC et autres

Le 16 juillet 2013, la FERC a émis une ordonnance imposant des sanctions civiles pour Barclays Bank PLC (Barclays), Daniel Brin, Scott Connelly, Karen Levine et Ryan Smith (négociants individuels) (Barclays  et les Négociants individuels, collectivement les défendeurs)¹². Celle-ci a donné suite à une autre ordonnance sommant aux  défendeurs de justifier les raisons pour lesquelles ils ne devraient pas se trouver coupables d’avoir violé l’article 1c.2 de la réglementation de la Commission en manipulant les marchés de l’électricité en Californie et dans ses environs de novembre 2006 à décembre 2008, et pour lesquelles ils ne devraient pas recevoir de sanctions civiles en raison de leurs violations. Étant donné la gravité de ces violations et le manque d’effort de la part des défendeurs pour remédier à leurs violations, la FERC a statué que des sanctions civiles de 435 millions de dollars devaient être imposées à Barclays et que chacun des négociants devait individuellement verser au moins un million de dollars conformément à l’article 316A de la FPA. De plus, Barclays devait restituer des profits illicites d’environ 35 millions de dollars conformément à l’article 309 de la FPA¹⁴.

La Commission a considéré que les défendeurs ont violé la règle anti-manipulation de la Commission en utilisant une manœuvre frauduleuse et coordonnée pour  manipuler les prix des marchés au comptant réglementés par la FERC aux quatre points de commerce les plus « liquides » de l’ouest des États-Unis. La FERC a constaté que les défendeurs ont effectué la manipulation en créant des indices de position au comptant mensuels importants qui allaient à l’encontre des positions de swap financier qu’ils ont réunis aux mêmes points pour ensuite échanger un produit à un prix fixé le jour suivant, ou « comptant », à ces points pour « stabiliser » leurs obligations en matière d’indice au comptant d’une manière intentionnellement conçue pour augmenter ou diminuer l’indice du jour à ce point. La FERC a constaté qu’en augmentant ou en diminuant intentionnellement l’indice, les défendeurs ont tiré profit des positions de swap financier dont la valeur était, en fin de compte, déterminée par le même indice¹⁵.

2) BP America Inc. et autres

Le 5 août 2013, la FERC a sommé BP America Inc., BP Corporation North America Inc., BP America Production Company et BP Energy  Company  (collectivement  «  BP  »  ou « défendeur ») de justifier les raisons pour lesquelles BP  n’aurait  pas  violé  l’article  1C 1 de la réglementation de la Commission et l’article 4A de la NGA. Le défendeur aurait présumément violé l’article 1C 1et l’article 4A de la NGA en manipulant le prix fixé du jour suivant du marché gazier au canal de Houston de la mi-septembre au 30 novembre 2008¹⁶. La Commission a sommé BP de justifier les raisons pour lesquelles elle ne devrait pas se voir imposer une sanction civile d’une somme de 28 millions de dollars et ne devrait pas restituer 800 000 $ plus les intérêts, ou une modification de ces montants, le cas échéant.

L’Enforcement Staff Report supposait que les négociants de « l’équipe Texas » du bureau du Southeast Gas Trading (SEGT)  ont  échangé du gaz naturel au canal de Houston pour augmenter la valeur de la situation financière de BP au canal de Houston. Spécifiquement, les employés ont supposé que l’équipe des négociants du Texas a utilisé la capacité de transport de BP de façon antiéconomique entre Katy et le canal de Houston, a réalisé à plusieurs reprises des ventes précipitées antiéconomiques au canal de Houston et a pris des mesures pour augmenter la concentration du marché de BP au canal de Houston et ce, dans le cadre de manœuvres manipulatrices. Ce faisant, selon les employés, l’équipe des négociants du Texas a contrôlé l’indice quotidien du gaz du canal de Houston dans le but d’augmenter la valeur de la situation financière de BP au canal de Houston de la mi-septembre à novembre 2008¹⁷.

3)      JP    Morgan  Ventures Energy Corporation

Le 31 juillet 2013 , la FERC a approuvé une Entente de stipulation et de consentement (Entente) entre son bureau  de  l’application de la loi (Bureau) et la JP Morgan Ventures Energy Corporation (JPMVEC)¹⁸ en vue de résoudre les allégations d’enchères et d’offres (collectivement, « enchères ») de la JPMVEC de centrales électriques sur les marchés exploités par la California Independent System Operator Corporation (CAISO) et la Midwest Independent Transmission System Operator Inc. (MISO) entre septembre 2010 et novembre 2012. Le Bureau a enquêté sur les violations potentielles de la Règle anti-manipulation de la Commission, 18 C-F-R §1c.2 et des dispositions tarifaires.

Entre autres, le Bureau a présumé que la JPMVEC a déposé certaines offres qui se sont faussement avérées rentables pour la CAISO et pour le logiciel commercial automatisé de la MISO, lesquelles étaient prévues de faire en sorte que la CAISO et la MISO les payent à des taux bien au-delà des prix du marché, et c’est ce qui s’est passé¹⁹. La JPMVEC a admis certains faits énoncés dans l’Entente. Ni admises, ni contestées, les violations énoncées dans l’Entente conviennent de : 1) payer une sanction civile de 285 000 000 $; 2) renverser les profits illicites présumés de 125 000 000 $; 3) renoncer aux créances pour une récupération du   coût   des   enchères   et   des   paiements exceptionnels de répartition supplémentaires de la CAISO; 4) mettre en œuvre des mesures de conformité additionnelles. Ce fut le règlement le plus important de l’histoire du Bureau de la FERC.

Principaux développements dans les technologies de stockage d’énergie

La FERC et la California Public Utilities Commission (CPUC) ont entrepris récemment des mesures qui pourraient ouvrir le marché des technologies de stockage d’énergie de façon importante. En juillet, la FERC a établi une Règle définitive pour encourager l’apport des technologies de stockage  d’énergie  sur les marchés de l’électricité. En septembre, la commissaire de la CPUC, Carla Peterman, a publié un projet de décision en vue d’adopter une exigence en matière d’acquisition de stockage d’énergie pour les fournisseurs de l’État.

1)   Règle 784 de la FERC

Le 18 juillet 2013, la FERC a instauré une règle définitive pour favoriser la concurrence et la transparence sur les marchés de services auxiliaires et pour habiliter des clients du service de transport à s’auto-approvisionner pour répondre aux exigences de régulation et de réponse en fréquence par des technologies de stockage d’énergie²⁰. La règle définitive, soit la Règle numéro 784, révise la réglementation sur les tarifs du marché, les exigences en matière de services auxiliaires conformément au tarif de transport libre-accès pro forma et les exigences de comptabilité et de rapports pour les services publics propriétaires d’actifs de stockage d’énergie.

La Règle 784  révise  la  politique  Avista  de la FERC, laquelle établit des limites sur la possibilité pour de tierces parties d’offrir des services auxiliaires aux tarifs du marché à des transporteurs publics, afin de répondre à leurs propres exigences de tarif de transport libre- accès pour offrir des services auxiliaires à leurs propres clients²¹. En vertu de la Règle 784, les producteurs disposant d’une autorité sur les tarifs du marché pour les ventes d’énergie et de capacité peuvent vendre des services involontaires et de réserves d’exploitation aux tarifs du marché à des transporteurs dans la même zone d’équilibrage de l’autorité, ou dans une zone différente, à  condition  que ces zones aient adopté des horaires dans la même heure pour le service de transport. Les producteurs peuvent également vendre un service de fourniture de puissance réactive et de contrôle de tension et un service de régulation et de réponse en fréquence à des tarifs qui ne dépassent pas ceux du transport libre-accès pour les services publics ou qui correspondent aux tarifs du marché si ces services sont acquis par une demande de soumission concurrentielle.

La règle apporte également des réformes aux options d’auto-approvisionnement du  service de régulation pour les  clients  des  services de transport en exigeant aux transporteurs d’ajouter un énoncé dans leur horaire 3 de leur tarif de transport libre-accès mentionnant que le fournisseur « tiendra compte de la vitesse et de l’exactitude des ressources de régulation pour désigner les exigences en matière de réserve pour le service de régulation et de réponse en fréquence »²². Avant cette réforme, un client d’un service de transport pouvait s’auto- approvisionner dans des services de régulation et de réponse en fréquence; cependant, le client devait aussi acheter un volume de services de régulation et de réponse de fréquence qui était basé sur la  combinaison  de  ressources de régulation utilisées par le fournisseur de transport. En conséquence, le client avait un certain avantage à s’auto-approvisionner dans les ressources, ce qui était plus rapide ou plus précis et qui pouvait offrir le même niveau de service à des volumes plus bas²³.

Finalement, pour augmenter la transparence, la FERC a révisé les exigences en matière de comptabilité et de rapports en vertu de son « Système de comptabilité uniforme » pour les services publics afin de suivre et de signaler l’utilisation et l’allocation du coût des actifs de stockage en énergie pouvant remplir plusieurs fonctions. La règle définitive prendra effet le 27 novembre 2013.

2)     La Projet de décision de la CPUC sur les objectifs d’acquisition de stockage d’énergie

Le 3 septembre 2013, la CPUC a publié un Projet de décision qui adopterait des exigences en matière d’acquisition pour les trois plus grandes entreprises de services publics appartenant au secteur privé de la Californie : Pacific Gas and Electric Company (PG&E), Southern California Edison Company (SCE) et San Diego Gas & Electric Company (SDG&E) (collectivement, IOU), de même que les fournisseurs de services d’électricité de l’État et des agrégateurs choisis par la communauté²⁴.

Le Projet de décision met en pratique une loi de l’État qui exigeait que la CPUC envisage d’adopter  des  objectifs  pour  l’acquisition  de « systèmes de stockage d’énergie viables et rentables », définis comme « une technologie disponible sur le marché, qui est en mesure d’absorber de l’énergie, de la stocker pour une période donnée et ensuite de la distribuer »²⁵. Les objectifs d’acquisition sont appuyés par trois buts politiques : 1) l’optimisation du réseau, notamment sa fiabilité,  la  réduction de la consommation de pointe et des travaux d’amélioration différés sur le réseau de transport et de distribution; 2) l’intégration d’énergie renouvelable; 3) l’objectif de l’État de réduire les émissions de gaz à effet de tserre de 80 % sous les niveaux de 1990, pour 2050²⁶.

Le Projet de décision a adopté une exigence d’acquisition de 1,325 gigawatt pour 2020 pour les IOU répartis sur trois points de l’interconnexion du réseau. Cet objectif excluait les projets de stockage pompé plus grands que cinquante mégawatts puisqu’un seul projet pourrait combler l’objectif d’acquisition au  complet  pour  un  IOU  et  contrecarrer l’objectif de transformation du marché pour les demandes de stockage d’énergie²⁷.

Le Projet de décision a enjoint les IOU à gérer toutes les demandes de soumission à la source tous les deux ans, la première étant prévue pour décembre 2014. Le Projet de décision permet une flexibilité importante dans l’atteinte des objectifs afin de contrôler  les  coûts. Les IOU peuvent changer jusqu’à  80  % des objectifs biennaux entre  les  domaines du réseau de transport et de distribution et peuvent reporter jusqu’à 80 % des objectifs à la demande de soumission suivante si les IOU peuvent démontrer que les coûts des offres de stockage d’énergie sont déraisonnables ou qu’ils ne reçoivent pas assez d’offres viables sur le plan opérationnel²⁸.

Il est prévu que le Projet de décision soit voté par la CPUC à l’occasion de sa réunion d’affaires le 3 octobre 2013. Si la CPUC adopte le Projet de décision, chaque IOU devra déposer une requête à la CPUC pour l’approbation de sa proposition de demande de soumission pour le stockage d’énergie, comprenant les exigences de production, une méthodologie proposée pour une analyse des offres à moindre coût et mieux intégrées, des projets d’entente et un calendrier pour la demande de soumission²⁹.

Le plus haut tribunal de New York examinera les questions de préemption en matière de fracturation hydraulique

En août 2013, la Cour d’appel de New York, le plus haut tribunal de l’État, a accepté d’entendre un appel dans Norse Energy Corp. v. Town of Dryden³⁰, rendant une longue décision anticipée concernant la possibilité pour les municipalités locales de décréter des lois en matière de zonage qui interdisent l’extraction et le forage de pétrole et de gaz. Plus de 60 interdictions permanentes de fracturation hydraulique et 111 moratoires temporaires décrétés par des municipalités de New York, y compris par des centres urbains importants comme Buffalo, Rochester, Syracuse, Binghamton, Union, Utica et Albany³¹ pourraient être en jeu. Les interdictions et les moratoires ont pour but d’empêcher l’accès à la formation de schiste Marcellus dans l’État de New York, laquelle pourrait contenir, selon certains géologues, de 168 billions à plus de 500 billions de pieds cubes de gaz naturel³².

Contrairement à  d’autres  décisions  ayant créé un précédent qui  pesaient  en  faveur du droit de préemption de  la  loi  étatique sur les ordonnances locales interdisant la fracturation³³, New York a une longue tradition dans la défense des droits des gouvernements locaux pour  contrôler  l’utilisation  des  terres à l’intérieur de leurs frontières³⁴. Ces droits, qui proviennent de la constitution de l’État³⁵ et de divers actes législatifs, ont autorisé les municipalités à décréter des ordonnances interdisant la fracturation. Par exemple, dans Norse Energy Corp., la ville de Dryden a amendé son ordonnance de zonage pour « interdire toutes les activités reliées à l’exploration, la production ou le stockage de gaz naturel et de pétrole »³⁶.

Bien que les ordonnances locales puissent légèrement différer, leur effet est le même : arrêter la fracturation à l’intérieur des frontières d’une municipalité. En conséquence, les  tribunaux de l’État de New York sont constamment confrontés à une question similaire concernant les problèmes à résoudre relativement à ces ordonnances : est-ce que les lois étatiques devancent  les  ordonnances  locales  et   ont par conséquent la priorité sur elles? Le droit de préemption de la loi étatique sur les ordonnances locales peut prendre effet  soit par un conflit, soit par le droit de priorité sur un terrain. Le droit de préemption par conflit survient lorsqu’une ordonnance locale entre directement en conflit avec une loi étatique et le droit de priorité sur un terrain se produit lorsque l’État a assumé sa responsabilité exclusive de la réglementation d’un terrain particulier. À ce jour, les municipalités de New York ont réussi à défendre leurs ordonnances de zonage dans les tribunaux d’État³⁷.

Plus particulièrement, dans trois cas – Anschutz Exploration Corp.  v.  Town  of Dryden, Cooperstown Holstein  Corp.  v. Town of Middlefield, et Norse Energy Corp. – les tribunaux de New York ont maintenu des ordonnances locales interdisant la fracturation hydraulique. Dans Anschutz Exploration Corp. v. Town of Dryden, le tribunal a soutenu que la loi de l’état Oil, Gas and Solution Mining Law (OGSML) n’avait pas préemption sur les restrictions locales interdisant le forage de gaz à l’intérieur des frontières de la ville. De façon similaire, le tribunal dans Cooperstown Holstein Corp. v. Town  of  Middlefield  a  prononcé la décision voulant qu’une municipalité a l’autorité pour permettre ou pour refuser le forage de gaz dans le cadre des pouvoirs qui lui sont conférés par la constitution de l’état et que la OGSML n’avait pas priorité sur le décret d’une réglementation sur l’utilisation des terres d’une municipalité à l’intérieur de son champ géographique. Finalement, dans Norse Energy Corp., le tribunal a conclu que « la OGSML n’a pas préemption, que ce soit expressément ou implicitement, sur le pouvoir d’une municipalité de décréter une ordonnance en matière de zonage local interdisant toutes les activités reliées à l’exploration, à la production ou au stockage de gaz naturel et de pétrole à l’intérieur de ses frontières »³⁸.

L’Hydropower Regulatory Efficiency Act de 2013

Le 9 août 2013, le président Obama a promulgué la Loi H.R. 267, la Hydropower Regulatory Efficiency Act of  2013.  La  Loi est destinée à faciliter le développement de nouvelles ressources d’énergie hydroélectrique nationales en allégeant les exigences en matière de permis fédéral pour les petits projets d’énergie hydroélectrique et les installations de conduites hydroélectriques qualifiées. De plus, la Loi exige que la FERC étudie des pistes pour améliorer, et potentiellement réduire l’octroi de permis fédéraux pour l’hydroélectricité pour les barrages non alimentés et les réservoirs d’eau pompée à circuit fermé.

La Loi présentait plusieurs réformes aux lois énergétiques  existantes,  y  compris  la  Federal Power Act (FPA) et la Public Utility Regulatory Policies Act (PURPA) et visait à augmenter la capacité hydroélectrique et à créer des emplois. Spécifiquement :

(1)    Elle a rehaussé le seuil de capacité de production de 5 MW à 10 MW pour un projet proposé lui permettant de demeurer éligible pour recevoir une exemption de permis en vertu de la Première partie de la FPA;

(2)   Elle a dispensé les projets de conduites qualifiés des exigences relatives au permis fédéral dès que le projet répond aux critères de qualification de la Loi : (a) utilise le potentiel hydroélectrique d’une conduite n’appartenant pas au fédéral; (b)  n’est pas autrement soumis à un permis de la FERC ou à une exemption; (c) aura une capacité installée de moins de 5 MW. Afin de décourager la fausse représentation d’un projet visant à contourner  les  exigences de permis fédéral, la Loi exige que les exploitants déposent un avis auprès de la FERC, laquelle déterminera dans les 15 jours suivants si le projet répond aux critères de qualification. À la suite de la décision de la FERC, une période de préavis de 45 jours entre en vigueur au cours de laquelle le public peut contester si le projet répond ou non aux critères de qualification;

(3)      Elle a chargé la FERC de tenir des groupes de travail et de mener des projets pilotes pour examiner la possibilité d’instaurer un processus d’octroi de permis de deux ans pour « améliorer le processus de réglementation et pour  réduire  les délais et les coûts du développement de l’hydroélectricité dans les barrages non alimentés et dans les réservoirs d’eau pompée à circuit fermé ».

Conformément à l’article 6 de la Loi, la FERC a annoncé qu’elle tiendrait un groupe de  travail  public,  en  octobre  2013,  dans  le but d’examiner la possibilité d’un processus d’octroi de permis de deux ans pour le développement hydroélectrique dans les barrages non alimentés et dans les réservoirs d’eau pompée à circuit fermé. Les thèmes du groupe de travail comprennent la possibilité d’un processus d’octroi de permis de  deux ans, les critères potentiels pour déterminer les projets appropriés pour un processus d’octroi de permis de deux ans et des recommandations pour effectuer des projets pilotes potentiels permettant de mettre à l’essai un processus d’octroi de permis de deux ans.

Le DOE et certaines exportations de GNL

Au cours du second trimestre de 2013, le DOE a émis sa première règle en plus de deux ans sur une demande d’autorisation pour exporter du gaz naturel liquéfié (GNL) des États-Unis vers des pays avec lesquels les États-Unis n’ont pas d’accord de libre-échange (ALE). La règle du DOE a conditionnellement autorisé Freeport LNG Expansion, L.P et FLNG Liquefaction, LLC  (collectivement,  Freeport)  à   exporter du GNL produit au niveau national, à partir du terminal de GNL Freeport sur l’île de Quintana au Texas vers des pays  ne  faisant pas partie de l’ALE (Règle de Freeport). Le DOE a poursuivi cette mesure en émettant des autorisations conditionnelles similaires en août et en septembre 2013 à Lake Charles Exports, LLC et à Dominion Cove Point LNG, L.P., respectivement, pour exporter du GNL vers les pays ne faisant pas partie de l’ALE.

En 2011, le DOE a accordé à Sabine Pass Liquefaction,  LLC,  l’autorisation  d’exporter du GNL vers des pays ne faisant pas partie de l’ALE à partir du terminal  Sabine  Pass, une première autorisation de la sorte accordée à une installation qui exporterait à partir des États continentaux des États-Unis. Cependant, par la suite, le DOE a retardé toute mesure additionnelle sur des demandes d’exportation de gaz naturel vers des pays ne faisant pas partie  de  l’ALE,  jusqu’à  ce  qu’il  ait  reçu  et examiné des études effectuées par son Energy Information Administration et par la firme NERA Economic Consulting, qui évaluent les impacts économiques de l’augmentation des exportations de GNL à partir des États-Unis (Étude DOE). L’Étude DOE a été publiée en décembre 2012 et a reçu un grand nombre de commentaires du public sur son analyse et ses conclusions³⁹.

En vertu de la NGA, les exportations de gaz naturel vers les pays faisant partie de l’ALE sont supposément d’intérêt public. Bien que le DOE doive autoriser les exportations vers les pays faisant partie de l’ALE, les demandes pour des exportations vers ces pays sont habituellement accélérées. Pour les exportations de GNL vers des pays ne faisant pas partie de l’ALE, la NGA prévoit que l’organisme accordera l’autorisation d’exportation, à moins qu’elle détermine que l’autorisation d’exportation ne sera pas en accord avec l’intérêt du public. En examinant une requête pour exporter du gaz  naturel vers un pays ne faisant pas partie de l’ALE, le DOE considère, parmi d’autres facteurs, les conséquences potentielles pour l’économie, la sécurité et l’environnement.

La Règle de Freeport, émise le 17 mai 2013, est une « Règle conditionnelle », selon laquelle le DOE a accordé l’autorisation d’exporter jusqu’à 511 Gpi3 par année vers des pays ne faisant pas partie de l’ALE, sous réserve d’une analyse environnementale satisfaisante, en vertu de la National Environmental Policy Act (NEPA), de la construction et de l’exploitation du projet de liquéfaction et des installations associées que Freeport implantera pour produire du GNL destiné à l’exportation, et de l’émission d’un rapport de décision par le DOE, conformément à la NEPA. La Règle de  Freeport  a  relevé que la FERC est l’organisme par excellence pour  effectuer  l’analyse   environnementale et a demandé aux parties de soulever des questions  et  des  préoccupations  relatives  à des sujets environnementaux à la FERC. Puisque la NEPA exige que le DOE accorde une considération particulière aux impacts environnementaux de ses projets de décision, celui-ci n’émettra pas une règle définitive sur une autorisation d’exportation vers les pays ne faisant pas partie de l’ALE tant qu’il « n’aura pas assumé  ses  responsabilités  relativement à la NEPA ». Le DOE sera un organisme collaborateur dans l’analyse environnementale effectuée par le personnel de la FERC. Le DOE ne deviendra pas une tribune pour régler des enjeux environnementaux en l’absence de preuves que la cause est assez importante pour ne pas la porter à l’attention de la FERC. La Règle de Freeport s’est réservée le droit, une fois que la FERC a complété son analyse environnementale, de s’intéresser à toute déclaration voulant que la FERC n’a pas réglé les enjeux soulevés par les parties.

Le DOE a octroyé à Freeport une autorisation d’exportation de 20 ans, au lieu de 25 ans comme il était demandé dans la requête. Celui- ci a mentionné qu’il a émis cette autorisation de 20 ans parce que l’Étude DOE a analysé les impacts économiques de l’augmentation des exportations de GNL pour une période de 20 ans.

La Règle de Freeport expliquait clairement plusieurs conditions à l’autorisation d’exporter, lesquelles peuvent être prévues dans la règle définitive. Celles-ci comprennent une exigence voulant que les parties commencent les activités d’exportation au plus tard sept ans après la publication de la Règle de Freeport; un résumé détaillé des exigences de déclaration que les parties doivent respecter (et qui doivent également être respectées par des personnes qui, au nom des parties de Freeport agissent à titre d’agents, exportent du GNL). Ces personnes qui détiendront un titre relatif au GNL, et pour qui les parties de Freeport, à titre d’agent, exporteront  du  GNL,  devront  être  inscrites avec le DOE selon les spécifications décrites dans la Règle de Freeport.