Le présent rapport met l’accent sur des développements clés en matière de réglementation de l’énergie, survenus au cours de la dernière année aux États-Unis. Les développements en matière de réglementation de l’énergie aux États-Unis en 2013, ont influencé de nombreux secteurs de l’industrie de l’énergie et abordent un large éventail de questions. Ce rapport couvre les développement survenus tant au niveau fédéral, comme à la Federal Energy Regulatory Commission (FERC), au Département de l’Énergie (DOE), à l’Environmental Protection Agency (EPA), au Congrès et dans les tribunaux fédéraux, et qu’au niveau étatique, comme dans les commissions de service public, les commissions de la fonction publique et les tribunaux d’État, qui devraient intéresser les lecteurs de la Publication trimestrielle sur la réglementation de l’énergie.
I. Énergie, changements climatiques et gaz à effet de serre
Bien qu’un certain nombre d’États américains travaillent sur des projets de grande envergure visant à réglementer les effets du changement climatique et des gaz à effet de serre et à s’y adapter, le Congrès n’a pris aucune mesure législative importante à cet égard. Cependant, en 2013, le président Obama a commencé à user de son pouvoir exécutif pour établir un plan d’action plus affirmé pour le gouvernement fédéral.
A. Plan d’action climatique et efforts administratifs du président Obama
Comme nous l’avons mentionné dans le Washington Report, qui a été publié dans l’édition de l’automne 2013 de la Publication trimestrielle sur la réglementation de l’énergie1, en juin 2013, le président Obama a rendu public le President’s Climate Action Plan (plan d’action climatique du président) qui définit 30 étapes permettant de réduire les émissions de carbone, de se préparer et de s’adapter aux effets du changement climatique et aux catastrophes naturelles qui y sont liées et de contribuer aux efforts internationaux de lutte contre le changement climatique, et ce, sans dépendre de l’action du Congrès2. Nous avons identifié quatre mesures se rapportant directement au secteur énergétique.: (1) les limites d’émissions de carbone des centrales électriques; (2) la promotion du développement de l’énergie renouvelable; (3) l’investissement dans de nouvelles technologies énergétiques et (4) l’amélioration des normes d’efficacité énergétique des édifices et des appareils fédéraux. En janvier 2014, le président a également profité de son discours sur l’état de l’Union pour souligner ses objectifs de promouvoir l’énergie solaire et de réduire les émissions de gaz à effet de serre3. Bien que de nombreuses mesures du plan d’action climatique demeurent conceptuelles, plusieurs développements se sont concrétisés depuis la fin de 2013.
B. Émissions de carbone des centrales électriques
Depuis avril 2012, l’EPA travaille sur l’élaboration d’une règle administrative visant à établir des normes en matière d’émissions de gaz à effet de serre pour les nouvelles centrales électriques. Lorsque le président a rendu public le plan d’action climatique, il a, par le fait même, publié un mémoire présidentiel demandant aux administrateurs de l’EPA d’adopter une règle finale « en temps opportun.»4. Le libellé initial du projet de règle5 recommandait une norme « ne favorisant aucun carburant en particulier » qui aurait exigé le même rendement des centrales au charbon et de celles au gaz naturel, soit 1 000 livres de dioxyde de carbone par mégawattheure. Cette proposition controversée a entraîné plus de 2,5 millions de commentaires publics. L’EPA a donc retiré le projet de règle original et a rendu publique une nouvelle règle le 8 janvier 20146.
La nouvelle règle comprendrait des normes distinctes pour : (1) les chaudières et les unités de gazéification intégrées à cycle combiné s’appuyant sur la mise en œuvre partielle du captage et du stockage du dioxyde de carbone comme le meilleur système pour la réduction des émissions fixées à 1 100 livres de dioxyde de carbone par mégawattheure; (2) les turbines fixes à combustion alimentées au gaz naturel, dont les émissions sont fixées à 1 000 livres de dioxyde de carbone par mégawattheure pour les plus grosses unités et à 1 100 livres de dioxyde de carbone par mégawattheure pour les plus petites unités. La période désignée pour émettre des commentaires publics prend fin le 10 mars 2014 et la règle finale sera probablement rendue publique peu de temps après. Il est pratiquement certain que cette dernière sera contestée devant les tribunaux par la suite.
L’EPA n’a pas proposé de normes de rendement pour les sources existantes, modifiées ou reconstruites. Cependant, le mémorandum présidentiel a prescrit à l’agence de soumettre de telles normes avant le 1er juin 2014 et d’adopter les normes finales avant le 1er juin 2015. En outre, les plans de mise en œuvre des États visant à promulguer ces normes doivent être présentés à l’EPA avant le 30 juin 2016.
C. Énergie renouvelable
Comme nous l’avons mentionné précédemment, le plan d’action climatique a établi l’objectif de doubler la production d’énergie renouvelable aux États-Unis d’ici 2020, ce qui comprend l’autorisation de produire 10 gigawatts d’énergie renouvelable supplémentaire sur les terres fédérales d’ici 2020. Le Bureau of Land Management (BLM), une constituante du département de l’Intérieur (DOI), a identifié 19 zones d’énergie solaire situées dans six États du sud-ouest où la priorité devrait être donnée au développement de l’énergie solaire. Au cours des derniers mois, le programme du BLM a connu un certain succès (comme le projet solaire Ivanpah de près de 400 mégawatts en Californie en voie de devenir fonctionnel)7 et des revers (comme la première enchère importante de droits solaires sur des terres fédérales dans le Colorado qui n’a obtenu aucune offre)8. Depuis novembre 2013, le BLM a signalé plus de 35 demandes en instance pour le développement de l’énergie solaire sur les terres qu’il administre9.
D. Sources traditionnelles de production et efficacité
L’automne dernier, nous avons mentionné que le DOE avait proposé une demande de soumissions totalisant jusqu’à 8 milliards de dollars en garanties de prêt pour divers projets technologiques de pointe concernant les combustibles fossiles afin d’éviter, de réduire ou d’isoler les émissions de gaz à effet de serre. Cette demande de soumissions a été finalisée en décembre 201310. Il est prévu que les projets couverts par les garanties de prêt comprennent l’utilisation du captage de carbone et de systèmes électriques à faibles émissions de carbone et l’amélioration de l’efficacité. Les soumissions initiales devaient être déposées avant la fin de février 2014. De plus, en décembre 2013, le département de l’Agriculture a finalisé la mise à jour de son Energy Efficiency and Conservation Loan Program (programme de prêts pour l’efficacité et la conservation de l’énergie), lequel procurera jusqu’à 250 millions de dollars destinés à l’amélioration de l’efficacité énergétique par les services publics ruraux11.
E. Étude de certaines règles de l’EPA par la Cour suprême des États-Unis
Le secteur énergétique des États-Unis suit de près les développements juridiques liés aux efforts précédemment entrepris par l’administration du président Obama pour réglementer les gaz à effet de serre. Le 24 février 2014, la Cour suprême des États-Unis a entendu une plaidoirie dans l’affaire Utility Air Regulatory Group v. Environmental Protection Agency12. À la suite d’un jugement rendu en 2007 dans l’affaire Massachusetts v. Environmental Protection Agency13, dans lequel la Cour suprême a conclu que les gaz à effet de serre provenant des véhicules à moteur étaient compris dans la définition de « polluant atmosphérique » conformément à la Clean Air Act, l’EPA a commencé à réglementer les émissions de gaz à effet de serre provenant des véhicules à moteur. La question en litige dans l’affaire Utility Air Regulatory Group 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 Act aux sources fixes d’émissions de gaz à effet de serre, notamment les centrales électriques.
Des services publics de l’industrie, la Chambre de commerce des États-Unis et différents États ont contesté un certain nombre de règlements de l’EPA concernant les sources fixes d’émissions, notamment les règlements appelés Triggering and Tailoring Rules. Au cours de l’argumentation, le tribunal a cherché à établir, entre autres, si l’EPA avait le pouvoir d’adopter le règlement dit Tailoring Rule14, dans le cadre duquel l’agence a haussé les seuils d’émissions de gaz à effet de serre légaux afin de s’assurer que seules les plus grandes sources fixes d’émissions soient concernées15. Un commentaire émis au sujet de l’argumentation laisse entendre que le tribunal a rendu un jugement partagé en fonction de raisonnements idéologiques et que les juges les plus progressistes ont peut-être conclu que l’EPA avait agi de façon acceptable, mais que les juges les plus conservateurs ont possiblement conclu le contraire16. Comme il est mentionné plus haut, le plan d’action climatique de l’administration Obama requiert une réglementation complémentaire en matière d’émissions pour les centrales électriques. Bien que le tribunal ne tienne pas compte directement de cette réglementation dans l’affaire Utility Air Regulatory Group, sa décision, qui ne devrait pas être rendue avant le mois de juin 2014, pourrait influencer la portée et la nature de ces nouvelles mesures réglementaires.
II. DOE et exportations de gaz naturel liquéfié
Comme il en a été question dans l’édition de l’automne 2013, le DOE a mis fin, en 2013, à une interruption d’une durée d’un an de la délivrance d’autorisations d’exporter des volumes de gaz naturel liquéfié (GNL) dans des pays qui n’ont pas conclu d’accord de libre-échange (ALE) avec les États-Unis (pays non membres de l’ALE).
Dans le cadre de la dernière autorisation délivrée en 201317, le DOE a autorisé Freeport à exporter pas plus de 0,4 Gpi3 supplémentaire par jour dans des pays non membres de l’ALE, et ce, même si Freeport avait demandé l’autorisation d’exporter 1,4 Gpi3 supplémentaire par jour dans ces pays. L’autorisation accordée par le DOE d’exporter une quantité inférieure à la quantité totale demandée dans des pays non membres de l’ALE a poussé certains à avancer l’hypothèse que le DOE pourrait avoir l’intention d’imposer un plafond aux volumes qu’il autorisera pour l’exportation dans des pays non membres de l’ALE. Le DOE a basé sa décision sur la demande distincte que Freeport a présentée à la FERC pour obtenir l’autorisation de construire des installations de liquéfaction, laquelle a défini la capacité du projet de liquéfaction à 1,8 Gpi3 par jour.
Les autorisations d’exportation de GNL du DOE ont octroyé à l’organisme le pouvoir de révoquer (en totalité ou en partie) une autorisation émise antérieurement, déclarant que «nous ne pouvons définir de façon précise toutes les circonstances selon lesquelles une telle mesure serait prise ». Plus particulièrement, chaque autorisation indique que « dans le cas où des développements imprévus importants présentent un risque pour l’intérêt public, le DOE/FE est autorisé selon l’article 3(a) de la Natural Gas Act [NGA] […] de rendre une ordonnance supplémentaire appropriée ou si nécessaire, afin de protéger l’intérêt public ». Toujours selon les autorisations, « le DOE est autorisé selon l’article 16 de la [NGA] “à exécuter tout acte et à prescrire, rendre publiques, élaborer, modifier et abroger de telles ordonnances, règles et réglementation s’il le juge nécessaire ou approprié” afin d’assumer ses responsabilités ».
En réponse à des préoccupations soulevées par des promoteurs d’exportation de GNL, le 2 août 2013, des dirigeants du comité sénatorial de l’énergie et des ressources naturelles ont envoyé une lettre au secrétaire à l’Énergie lui demandant d’éclaircir les circonstances selon lesquelles le DOE pourrait révoquer ou modifier une autorisation d’exportation18. Dans la lettre, ils font référence à la NGA, laquelle habilite le DOE « à modifier et à abroger de telles ordonnances […] s’il le juge nécessaire ou approprié afin de mettre à exécution les dispositions de la NGA »19, et à l’Energy Policy and Conservation Act de 1975, laquelle confère au DOE le pouvoir de révoquer ou de modifier en grande partie des permis d’exportation autorisés antérieurement lorsque le président détermine qu’il est approprié et nécessaire de le faire20.
La secrétaire générale adjointe a publié une lettre en réponse à la demande d’informations le 17 octobre 2013, déclarant que : (1) le DOE « n’abrogerait pas une autorisation accordée antérieurement, sauf dans le cas de circonstances extraordinaires », qu’il « prend très au sérieux les attentes fondées sur les investissements de parties privées » et qu’il n’exercerait pas son pouvoir de révocation « comme un mécanisme de maintien des prix »; (2) le DOE n’a jamais annulé ou renversé une autorisation d’importer ou d’exporter du gaz naturel au détriment des objections du détenteur de l’autorisation et il a fait remarquer que de telles autorisations ont été renversées seulement lorsque le détenteur a demandé que son autorisation soit annulée, a fermé ses portes ou n’a pas été réceptif aux demandes d’informations du DOE; (3) le DOE ne tiendrait pas compte des effets cumulatifs d’autres autorisations lorsqu’il décide de renverser ou non une autorisation et (4) ni la réglementation de la NGA ni celle du DOE n’empêche la soumission aux parties d’une requête pour suspendre ou révoquer une ordonnance finale au cours de la procédure préalable à l’autorisation et, en conséquence, le DOE permettrait à toutes les parties intéressées de participer avant qu’une décision ne soit prise sur une proposition de révocation d’une autorisation d’exporter21.
III. Fracturation hydraulique
Les normes et les politiques en matière de fracturation hydraulique (hydrofracturation) pour le gaz naturel et le pétrole sont de plus en plus controversées et continuent d’être élaborées au moyen de règlements et de procédures locales et étatiques.
A. Réglementation fédérale
L’EPA n’a pas établi une réglementation fédérale sur l’hydrofracturation, mais elle mène actuellement une étude commandée par le Congrès visant à comprendre les répercussions éventuelles de l’hydrofracturation sur les ressources d’eau potable. En 2013, l’EPA a tenu un groupe de travail technique qui portait sur la collecte et la modélisation de données, la construction de puits, le traitement des eaux usées et la modélisation de l’acquisition d’eau. Un rapport provisoire a été présenté en décembre 201222 et un projet de rapport comportant des constatations préliminaires devrait être publié à la fin de 2014 à des fins de consultation publique et d’évaluation par des pairs.
En mai 2013, le DOI a publié un avant-projet mis à jour qui établit des normes de sécurité en matière d’hydrofracturation sur les terres publiques sous l’autorité du DOI23. Le document est une version mise à jour de l’avant-projet original du DOI paru en 2012, qui a entraîné plus de 177 000 commentaires publics au cours de la période de consultation initiale. S’il est adopté, le projet serait la première réglementation fédérale régissant l’hydrofracturation aux États-Unis. En novembre 2013, la Chambre des représentants a adopté le projet de loi H.R. 2728 qui, s’il est promulgué, empêcherait le DOI de réglementer l’hydrofracturation dans les États qui ont déjà mis en place leur propre réglementation24.
B. Réglementation locale et étatique
En novembre 2013, un certain nombre de villes du Colorado, notamment Fort Collins et Lafayette, ont approuvé les projets de vote visant à interdire l’hydrofracturation à l’intérieur des limites de leur ville. Le projet de Fort Collins interdit l’hydrofracturation et le stockage ou l’évacuation de déchets connexes pendant cinq ans, tandis que celui de Lafayette interdit l’hydrofracturation de façon permanente. Peu de temps après que les projets ont été adoptés, la Colorado Oil & Gas Association a engagé des poursuites contre les deux villes, prétendant que les projets enfreignaient l’exigence d’uniformité en matière de réglementation selon la Oil and Gas Conservation Act de l’État25.
La Californie et l’Illinois ont énoncé une proposition de règles sur l’hydrofracturation qui constituent les premiers règlements d’État permettant l’hydrofracturation sous réserve d’une réglementation. De leur côté, plusieurs États, notamment New York et le Maryland, appliquent un moratoire d’État efficace sur l’hydrofracturation. Le projet de règles de la Californie fixe des normes sur la notification, la surveillance de l’eau souterraine et la divulgation des types et des concentrations de produits chimiques liés à l’hydrofracturation et exige un examen d’État sur l’hydrofracturation26. La réglementation de l’Illinois27, qui met en œuvre la Hydraulic Fracturing Regulation Act, traite de l’usage et de la pollution de l’eau, exigeant notamment que l’eau résiduelle de puits soit conservée en général dans des réservoirs plutôt qu’à ciel ouvert.
C. Procès d’État28
En décembre 2013, dans l’affaire Robinson Township v. Commonwealth of Pennsylvania29, la Cour suprême de la Pennsylvanie a voté dans un rapport de 4 contre 2 l’annulation de sections de la Marcellus Shale Drilling Law, ou Loi 1330, considérant que plusieurs de ses dispositions enfreignaient la constitution de l’État. La Loi 13 interdisait la réglementation locale de l’exploitation de pétrole et de gaz, réservait le pouvoir de réglementer ces activités à l’État et limitait le droit des municipalités locales d’imposer aux entreprises l’emplacement des fosses à déchets, des pipelines, des appareils de forage et des stations de compression et de traitement. Plusieurs parties, notamment des municipalités et des organismes environnementaux, ont engagé des poursuites, cherchant à obtenir une déclaration d’inconstitutionnalité et une injonction permanente interdisant l’application de la Loi 13. Un tribunal intermédiaire d’État avait accordé une victoire partielle aux demandeurs en annulant des sections de la Loi 13 pour des motifs d’application régulière de la loi, pour ainsi « interdire au département de la Protection environnementale d’accorder des dérogations pour des retraits obligatoires de certains types d’eau d’État et de permettre aux gouvernements locaux d’appliquer les ordonnances de zonage existantes, d’adopter de nouvelles ordonnances […] sans se préoccuper des conséquences juridiques ou financières »31.
Dans son ordonnance, la Cour suprême de la Pennsylvanie a invalidé un certain nombre de dispositions fondamentales de la Loi 13, notamment l’exigence d’uniformité des normes de zonage dans l’ensemble de l’État pour l’exploitation du pétrole et du gaz. Contrairement au tribunal inférieur, la Cour suprême de la Pennsylvanie n’a pas fondé son ordonnance sur des motifs d’application régulière de la loi, mais a plutôt considéré que la Loi 13 enfreignait l’Environment Rights Amendment de la constitution de l’État, qui garantit les droits des citoyens « à disposer d’air et d’eau purs et à préserver les valeurs naturelles, scientifiques, historiques et esthétiques de l’environnement »32. Se prononçant au nom de la majorité, le juge en chef Ronald D. Castille a déclaré que la Loi 13 « avait de fait exclu les structures réglementaires en fonction desquelles les citoyens et les collectivités prenaient des décisions financières et des décisions relatives à la qualité de vie importantes et a sanctionné la dégradation directe et dommageable de la qualité de vie environnementale dans ces collectivités et ces districts de zonage »33.
IV. Procès mettant en cause PPL et des marchés de capacité de production électrique
La FERC a collaboré avec des entreprises régionales de transport (ERT), des exploitants indépendants de réseau (EIR) et d’autres intervenants afin de développer des marchés de capacité de production électrique dans différentes régions des États-Unis. Entre autres, ces marchés sont conçus de manière à inciter les participants à bâtir de nouvelles centrales électriques et, par conséquent, à augmenter la capacité de production. Deux ordonnances de la Cour de district fédéral, l’une au Maryland et l’autre au New Jersey, ont invalidé les programmes d’État qui favorisaient la construction de nouvelles centrales alimentées au gaz dans la région du réseau PJM où les autorités étatiques considéraient la capacité de production insuffisante34. Les programmes des deux États ont donné lieu à des demandes de soumissions concurrentielles et ont eu recours à des structures de prix basées sur des contrats sur différences pour augmenter la capacité de production. Les soumissionnaires retenus recevaient ainsi des services publics locaux à un prix offert fixe. Bref, les soumissionnaires devaient faire une offre sur la capacité de production et la vendre à l’intérieur du marché du réseau PJM, et tout revenu généré par cette vente devait contrebalancer le prix offert fixe.
Les programmes ont été contestés selon les dispositions de la U.S. Constitution on Supremacy Clause et de la Commerce Clause. En premier lieu, les demandeurs ont déclaré que la FERC s’était vu conférer une compétence exclusive en ce qui a trait à la tarification de gros dans le cadre de la Federal Power Act (FPA), et que les structures de prix mises en place par les États ont enfreint la Supremacy Clause. En second lieu, les demandeurs ont soutenu que les exigences de l’État en matière de soumissions discriminaient injustement les producteurs d’énergie d’autres États, ce qui contrevenait à la Commerce Clause. Les tribunaux du Maryland et du New Jersey ont tous deux statué que les prix allaient à l’encontre du pouvoir exclusif de la FERC dans le cadre de la FPA et qu’ils enfreignaient par conséquent la Supremacy Clause, mais pas la Commerce Clause35.
Ces ordonnances sont importantes, car elles mettent en évidence les tensions entre les programmes étatiques et fédéraux destinés à encourager la construction de nouvelles installations de production et elles soulèvent des questions quant à la légalité des mandats et des programmes normalisés sur le portefeuille d’énergies renouvelables dans d’autres États.
V. Office of Enforcement de la FERC et manipulation présumée du marché
L’année 2013 a été une année cruciale pour l’Office of Enforcement de la FERC. Comme le souligne son rapport annuel36, la FERC a continué à se concentrer sur ses efforts d’application de la réglementation dans 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 réglementés. L’Office of Enforcement a entamé 24 nouvelles enquêtes sur des participants au marché (comparativement à 16 en 2012) et en a résolu 29 de plus sans action en justice, ni transaction, ni action officielle d’application de la réglementation.
Les cas d’application de la réglementation les plus importants de l’année résultent du pouvoir de la FERC d’intenter des poursuites en vertu de la FPA et de la NGA et d’imposer des sanctions civiles s’élevant jusqu’à 1 million de dollars par jour dans des cas de manipulation du marché et de fraude37. Ces cas sont décrits brièvement ci-dessous et sont exposés plus en détail dans l’édition de l’automne 2013 de la Publication trimestrielle sur la réglementation de l’énergie (à l’exception de l’affaire Lincoln Paper and Tissue LLC et al.).
A. Barclays Bank PLC et al.
Le 16 juillet 2013, la FERC a imposé des sanctions civiles38 totalisant 435 millions de dollars et une restitution de 34,9 millions de dollars à Barclays Bank PLC (Barclays). Elle a en outre infligé des sanctions civiles s’élevant à 18 millions de dollars à certains commerçants individuels qui auraient présumément manipulé des marchés d’énergie en Californie et dans ses environs entre 2006 et 2008. La sanction imposée à Barclays est la plus importante en son genre dans toute l’histoire de l’organisme. Barclays et les commerçants individuels ont nié les allégations de la FERC et ont choisi de contester les sanctions devant un tribunal fédéral.
Le 9 octobre 2013, la FERC a présenté une requête d’ordonnance à la Cour de district fédéral de l’est de la Californie dans le but de confirmer les estimations des sanctions imposées à Barclays et aux commerçants individuels. Le 16 décembre 2013, Barclays et les commerçants individuels ont réagi en déposant une motion visant à révoquer39 la requête de la FERC. La motion soulève de nombreuses questions juridiques importantes à propos du pouvoir de la FERC de faire respecter la réglementation sur les marchés de l’électricité. Par exemple, la motion souligne que la FERC n’a pas la compétence nécessaire pour réglementer les transactions concernées étant donné qu’il s’agissait d’opérations à terme sur marchandises relevant de la compétence exclusive de la Commodity Futures Trading Commission (CFTC) en vertu de la Commodity Exchange Act. En outre, les opérations n’ont pas donné lieu à une livraison physique ou au transport d’électricité, ce qui, selon les requérants, est nécessaire pour que l’affaire relève de la compétence dont dispose la FERC en vertu de la FPA. La motion fait également valoir que les transactions concernées n’étaient ni manipulatrices ni frauduleuses, car elles ont été réalisées entre parties consentantes sur un marché libre et transparent, et que les commerçants individuels ne pouvaient être tenus responsables de manipulation, car la FPA interdit seulement aux « entités » (et non aux personnes physiques) de se livrer à la manipulation. Dans sa réaction, la FERC conteste ces positions. Le tribunal n’a pas encore rendu de jugement concernant la motion40. Une décision défavorable à la FERC sur l’une ou l’autre de ces questions pourrait restreindre considérablement son pouvoir d’application de la réglementation.
B. J.P. Morgan Ventures Energy Corporation
Le 31 juillet 2013, la FERC a approuvé une transaction41 avec J.P. Morgan Ventures Energy Corporation (JPMVEC) prévoyant des sanctions civiles de 285 millions de dollars et une restitution de 125 millions de dollars. La transaction a permis de résoudre les allégations selon lesquelles la JPMVEC aurait manipulé certains marchés énergétiques en Californie et dans le Midwest entre 2010 et 2012. Dans l’attente de l’issue de l’affaire Barclays, la transaction entre la FERC et JPMVEC demeure la sanction civile la plus importante imposée par la FERC et payée par le sujet d’une enquête sur l’application de réglementation.
C. BP America et al.
Le 5 août 2013, la FERC a sommé42 la BP America Inc., la BP Corporation North America Inc., la BP America Production Company et la BP Energy Company (nom collectif : 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 et ne devraient pas se voir fixer des sanctions totalisant 28 millions de dollars et une restitution de 800 000 dollars pour profits illicites. 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 audition de témoins devant un juge administratif dans les bureaux de l’organisme. La requête de BP est en instance devant la Commission.
D. Lincoln Paper and Tissue LLC et al.
Le 29 août 2013, la FERC a émis des ordonnances43 fixant des sanctions civiles de 5 millions de dollars, de 7,5 millions de dollars et de 1,25 million de dollars à, respectivement, Lincoln Paper and Tissue LLC (Lincoln), Competitive Energy Services, LLC (CES) et Richard Silkman (Silkman), associé directeur de CES. La FERC prétend qu’ils ont manipulé la réaction de la demande des marchés des exploitants indépendants de réseau de la Nouvelle-Angleterre44. Les ordonnances demandaient également une restitution de profits illicites d’environ 380.000 dollars à Lincoln et de 170 000 dollars à CES. Chaque ordonnance concluait principalement que les parties visées avaient imaginé et exécuté des plans frauduleux pour encaisser des paiements liés à la réaction de la demande sans vraiment réduire la consommation d’électricité du réseau. Selon la FERC, les parties visées ont encaissé de tels paiements en gonflant frauduleusement la base de référence de la charge45 et en proposant à maintes reprises des réductions de charge au cours vendeur minimum afin de maintenir des bases de référence gonflées. La FERC a jugé que Lincoln, CES et Silkman ont effectué des achats d’énergie non économiques ne servant aucune fin commerciale légitime et visant à augmenter les paiements liés à la réaction de la demande, lesquels n’auraient jamais été encaissés sans les transactions non économiques. La FERC a également accusé la Rumford Paper Company (Rumford) d’une conduite similaire, mais cette dernière a conclu un règlement46 avec l’organisme fédéral.
Le 2 décembre 2013, la FERC a déposé des requêtes47 à la Cour de district fédéral du Massachusetts visant à obtenir des ordonnances confirmant l’imposition de sanctions à Lincoln, CES et Silkman. La FERC a sollicité cette mesure réparatoire à la Cour fédérale du district alors que les parties visées n’avaient pas payé les sanctions dans les 60 jours alloués. Le tribunal peut confirmer, modifier ou annuler l’ordonnance de la FERC, soit en totalité ou en partie48. La mesure d’application de la réglementation que la FERC a imposée à Lincoln, à CES et à Silkman, de même que le règlement avec Rumforf, montrent que l’organisme a augmenté sa vigilance à l’égard du comportement des participants au marché en ce qui a trait aux programmes de réaction de la demande au cours des dernières années49.
VI. Faits nouveaux concernant la CFTC et la Dodd-Frank Act
La mise en œuvre des vastes réformes dérivées de la CFTC conformément à la Dodd-Frank Wall Street Reform and Consumer Protection Act (Dodd-Frank Act) s’est poursuivie en 2013. Gary Gensler, qui a fait objet à la fois de louanges et de consternation en raison de son rôle d’architecte d’un grand nombre de ces réformes, a démissionné de son poste de président de la CFTC au début de janvier 2014, non sans avoir établi la plupart des vastes réformes dérivées de la Dodd-Frank Act restantes ou en avoir jeté les bases. Certains des principaux faits nouveaux survenus en 2013 liés à la Dodd-Frank Act et ayant une incidence sur les entreprises énergétiques sont décrits ci-dessous.
A. Limites de position
La CFTC a poursuivi son projet de mise en place de limites de position spéculatives fédérales, qui représente un enjeu essentiel pour de nombreuses entreprises énergétiques, en proposant de nouveau des règles en matière de limites de position50 en novembre 2013, lesquelles avaient été annulées, pour des motifs de procédures, par un tribunal fédéral en septembre 2012. La nouvelle proposition renferme un plus grand nombre de raisons d’imposer des limites fédérales que la précédente et des règles considérablement semblables à celles annulées en ce qui concerne la prescription de limites d’échéance restreintes ou non au mois en cours pour 28 contrats à terme sur marchandises physiques des secteurs de l’agriculture, de la métallurgie et de l’énergie et pour les contrats à terme, contrats à option et échanges financiers équivalents sur le plan économique. Comme les règles annulées, la proposition dispenserait également des limites pour certaines positions d’arbitrage énumérées à la suite d’une soumission de demandes précises à la CFTC. Cette dernière a également proposé de nouveau des règles d’agrégation51 qui s’apparentent grandement (et dans certains cas, apportent une plus grande souplesse) aux règles proposées en mai 2012. Certains ont critiqué sévèrement les nouvelles limites de position et règles d’agrégation proposées, car elles ne contribuent pas suffisamment à minimiser les obligations des participants commerciaux au marché, en particulier, les participants aux marchés à terme pour des raisons commerciales. Reste à savoir si la CFTC sera ouverte à de telles critiques, et si et quand elle adoptera des règles finales en matière de limites de position et de règles d’agrégation.
B. Guide transfrontalier
En juillet 2013, la CFTC a publié le très attendu, et peut-être tout aussi controversé, guide52 sur l’application transfrontalière des dispositions sur les échanges financiers de la Dodd-Frank Act. Comme c’est le cas pour d’autres utilisateurs finaux aux États-Unis, le guide a des répercussions sur les entreprises énergétiques affiliées à des entreprises établies à l’étranger. Il est l’aboutissement d’une série de publications de la CFTC, qui remontent à juillet 2012 et qui portent sur des questions transfrontalières, et décrit de façon générale les exigences de la Dodd-Frank Act s’appliquant aux échanges financiers avec une ou plusieurs entreprises situées à l’extérieur des États-Unis. Parmi les questions importantes qu’il aborde, le guide définit ce qu’est une « personne américaine » et traite de l’application des seuils et de l’analyse des opérateurs sur contrats d’échange et des principaux intervenants des échanges financiers, de l’applicabilité aux échanges financiers des exigences axées sur les transactions et les parties avec des personnes américaines ou non, des obligations des utilisateurs finaux non américains et non inscrits, et de la possibilité d’un système de conformité de remplacement. En décembre 2013, la CFTC a publié des déterminations de comparabilité offrant un système de conformité substitué à six territoires de compétence, mais ces déterminations étaient limitées et n’incluaient pas des exigences essentielles, telles que la compensation obligatoire, l’exécution de transaction obligatoire ou la déclaration réglementaire d’échanges financiers. Les groupes de l’industrie cherchent à invalider le guide au tribunal fédéral pour des motifs de procédure53.
C. Protocoles d’entente entre la CFTC et la FERC
Le 2 janvier 2014, la CFTC et la FERC ont signé des « protocoles d’entente (PE)54 » 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). Les PE ont été conclus près de trois ans après la date butoir prévue par la loi, soit par l’article 720 de la Dodd-Frank Act, réclamant que la CFTC et la FERC négocient de tels protocoles. Les deux organismes menaient leurs activités dans le cadre de protocoles d’entente datant de 2005, qui, de façon générale, traitaient de la collaboration au sujet de l’application de la réglementation, sans toutefois reconnaître explicitement l’éventualité de compétences se chevauchant.
La CFTC et la FERC se sont disputées au sujet de leur autorité sur les marchés de l’énergie au cours des dernières années, alors qu’elles ont élargi leurs activités d’application de la réglementation. Dans une cour d’appel fédérale, par exemple, la CFTC s’est ralliée à la partie visée par une enquête sur l’application de la réglementation menée par la FERC en contestant le pouvoir de cette dernière d’imposer une sanction civile de 30 millions de dollars pour une manipulation présumée du marché à terme du gaz naturel. En mars 2013, la cour s’est prononcée contre la FERC, concluant que la CFTC détient l’exclusivité du pouvoir de réglementer les marchés à terme en vertu de la Commodity Exchange Act (CEA)55. Certains pensaient que l’ordonnance du tribunal inciterait la CFTC et la FERC à mettre en place un PE sur les compétences peu après le jugement, mais les organismes ne sont pas arrivés à s’entendre sur un protocole d’entente avant la fin de 2013, et elles ont finalement évité de prendre une réelle position en ce qui a trait au PE sur les compétences.
VII. Le mandat de stockage énergétique de la California Public Utilities Commission
En octobre 2013, la California Public Utilities Commission (CPUC) a adopté de façon unanime le premier mandat de stockage énergétique aux États-Unis. Le mandat requiert que les trois services publics les plus importants de l’État appartenant au secteur privé, soit la Pacific Gas and Electric Company, la Southern California Edison Company et la San Diego Gas and Electric Company, ajoutent 1 325 gigawatt de stockage énergétique à leur réseau d’ici 2020. Les objectifs à atteindre sont les suivants : (1) optimisation du réseau en ce qui a trait entre autres à la fiabilité, à la réduction des périodes de pointe et au report de la modernisation du système de transport et de distribution; (2) intégration de l’énergie renouvelable et (3) objectif de la Californie de réduire les émissions de gaz à effet de serre de 80 % sous les niveaux de 1990 d’ici 205056.
Le mandat interdit également aux services publics de détenir plus de 50 % des projets de stockage qu’ils proposent, dans le but d’encourager le stockage commercial, les ressources énergétiques appartenant au client et d’autres arrangements qui pourraient s’avérer difficiles à introduire dans le cadre de réglementation actuel57. Afin d’atteindre l’objectif de 1 325 gigawatt, les services publics doivent prévoir une perte d’énergie au cours du processus de stockage énergétique de même que la capacité supplémentaire nécessaire pour combler cette perte.
Dans le cadre de ce mandat, la CPUC doit évaluer le rapport coût-efficacité du plan de stockage énergétique, mais le fardeau de la preuve incombe aux propriétaires58. La CPUC comptera d’abord sur des logiciels d’évaluation du stockage d’énergie conçus par l’Electric Power Research Institute et l’entreprise de consultation DNV KEMA afin d’établir ce rapport. La CPUC devra également harmoniser les technologies de stockage émergentes, notamment les batteries de polarisation de grilles, les systèmes d’énergie thermique et les projets de miniréseaux avec des mécanismes de marché et de réglementation adéquats pour évaluer le rapport coût-efficacité de ces technologies.
VIII. Réseau intelligent et respect de la vie privée
Ces dernières années, le réseau des États-Unis est devenu de plus en plus axé sur l’intelligence en raison de l’utilisation de technologies de pointe et des efforts déployés pour moderniser le réseau, ce qui a suscité des préoccupations concernant le respect de la vie privée et la sécurité du consommateur. En janvier 2012, l’Office of Electricity and Energy Reliability du DOE a organisé un groupe de travail dans le but de faciliter le dialogue entre les acteurs clés de l’industrie au sujet du respect de la vie privée et du réseau intelligent en pleine évolution. Par la suite, en février 2012, la Maison-Blanche a publié le Consumer Data Privacy in a Networked World: a Framework for Protecting Privacy and Promoting Innovation in the Global Digital Economy (rapport de la Maison-Blanche)59. Ce rapport proposait un processus à intervenants multiples afin d’élaborer des codes de déontologie volontaires ayant force exécutoire visant à insuffler de la confiance aux consommateurs à l’égard du respect de la protection de l’information, ainsi qu’une déclaration des droits relatifs au respect de la vie privée des consommateurs.
Le DOE et la Federal Smart Grid Force ont alors formé un groupe dans le but de faciliter un processus à intervenants multiples permettant de créer un code de déontologie volontaire pour les services publics et les tierces parties qui fournissent des services énergétiques aux consommateurs. Ce code aborde le respect de la vie privée pour ce qui est des données obtenues par les technologies du réseau intelligent. Par la suite, à l’occasion de la réunion du 22 novembre 2013, le Smart Grid Task Force a proposé un énoncé de mission dans le but : (1) d’encourager l’innovation tout en protégeant le caractère privé des données du consommateur de façon appropriée et de fournir des services d’électricité et d’énergie fiables et abordables; (2) d’offrir aux clients un accès adéquat à leurs propres données et (3) d’éviter qu’une autorité de réglementation fédérale, d’État ou locale pertinente n’enfreigne ou ne remplace une loi, une réglementation ou une gouvernance.
Le code de déontologie volontaire traite des domaines suivants : (1) avis et sensibilisation; (2) gestion de l’entreprise et recours du client; (3) choix et consentement; (4) intégrité et sécurité et (5) accès aux données et participation. Il était destiné à s’appliquer aux services publics et aux tierces parties, et ces derniers étaient invités à l’adopter sur une base volontaire. L’énoncé de mission vise à ce que les services publics et les tierces parties envisagent d’adopter le code de déontologie volontaire dans sa totalité, même s’il peut y avoir des exceptions lorsque la réglementation d’un État ou d’une municipalité présente une démarche différente. L’énoncé de mission indique que le code de déontologie volontaire pourrait être très avantageux tant pour les parties ne faisant pas l’objet d’une réglementation établie par des autorités réglementaires pertinentes que pour les parties qui relèvent d’autorités réglementaires n’ayant pas imposé d’exigences pertinentes. Un rapport final a été proposé et devrait être disponible en 2014.
IX. Réaction de la demande et amélioration de l’évaluation et de la vérification
L’Energy Policy Act of 200560 (EPAct 2005) exige que la FERC produise un rapport d’évaluation des ressources en matière de réaction de la demande d’électricité et du taux de pénétration des compteurs avancés. L’Energy Independence and Security Act of 200761 s’appuie sur cette exigence en dictant à la FERC et au DOE de mener une évaluation nationale sur le potentiel de réaction de la demande et d’élaborer un plan d’action national sur la réaction de la demande.
La FERC a pris un certain nombre de mesures afin de s’assurer que les ressources axées sur la demande soient traitées de façon comparable dans les processus régionaux de planification du transport. L’ordonnance no 890, qui compte parmi ces mesures, exige entre autres que les fournisseurs publics de services de transport tiennent compte, sur une base comparable, de tous les types de ressources dans leur planification du transport, y compris la réaction de la demande et l’efficacité énergétique. Par la présentation de son processus de conformité en réponse à l’ordonnance no 1 000, la FERC a réaffirmé l’exigence de l’ordonnance no 890.
La FERC est également intervenue pour s’assurer que la réaction de la demande concurrence sur un pied d’égalité avec d’autres ressources. En février 2013, la FERC a émis l’ordonnance no 676-G, qui modifie sa réglementation de sorte à y intégrer par renvoi des normes de pratiques commerciales mises à jour adoptées par la Wholesale Electric Quadrant of the North American Energy Standards Board afin de classer différents produits et services axés sur la réaction de la demande et des produits axés sur l’efficacité énergétique offerts sur des marchés de gros organisés. Les normes exigent que chaque ERT et EIR aborde dans ses documents constitutifs les méthodes d’évaluation du rendement à utiliser pour les produits axés sur la réaction de la demande et l’efficacité énergétique62.
Un rapport interne de la FERC paru en octobre 2013 résumait les nouvelles normes en matière d’efficacité énergétique adoptées dans l’ordonnance no 676-G. Ce rapport mentionne que ces normes fournissent des critères qui permettront de soutenir l’évaluation et la vérification de produits et de services axés sur l’efficacité énergétique offerts sur des marchés d’électricité de gros organisés, de même que des méthodes d’évaluation et de vérification satisfaisantes que les fournisseurs de ressources axées sur l’efficacité énergétique peuvent utiliser. Le rapport indique en outre que les normes procurent des critères permettant de déterminer le type de solution de base à utiliser dans différentes situations, comme la mise en place de nouveaux équipements et de processus à haut rendement énergétique ou le remplacement d’équipements désuets. Selon le rapport, les normes comprennent également des règles concernant les méthodes statistiques employées pour déterminer de manière précise les valeurs de réduction et les caractéristiques de l’équipement utilisé pour effectuer les évaluations et la validation des données63. Finalement, le rapport conclut que les normes permettront aux fournisseurs qui ont recours aux programmes d’efficacité énergétique et de réaction de la demande de participer plus facilement aux marchés d’électricité de gros organisés en réduisant le coût des transactions et en offrant à un plus grand nombre de clients l’occasion de participer à de tels programmes64.
X. Crédits d’impôt pour l’énergie
Le crédit d’impôt pour la production dans le domaine des technologies éoliennes et autres énergies renouvelables a expiré à la fin de 2013. Cependant, en conformité avec l’American Taxpayer Relief Act of 2012 (promulguée en janvier 2013), les projets admissibles qui étaient « en cours d’élaboration » avant le 1er janvier 2014 avaient la possibilité d’avoir droit au crédit d’impôt pour la production, ou encore au crédit d’impôt pour investissement dans le secteur de l’énergie. L’Internal Revenue Service a publié l’avis 2013-29 en avril 2013 et l’avis 2013-60 en septembre 2013, soulignant les critères requis pour qu’un projet soit considéré « en cours d’élaboration.» et précisant, entre autres, qu’un changement au niveau de la propriété n’influençait pas l’admissibilité d’un projet aux crédits d’impôt.
Le 18 décembre 2013, le président du Senate Finance Committee, Max Baucus, District du Montana, a publié un document de travail concernant une loi qui changerait fondamentalement les incitatifs fiscaux en matière d’énergie aux États-Unis65. Les lois fiscales américaines comprennent plus de 40 incitatifs fiscaux liés à l’énergie, mais bien au-delà de la moitié d’entre eux ont une échéance à court terme, ce qui inquiète considérablement les investisseurs et les promoteurs souhaitant bénéficier de ces mesures.
Le sénateur Baucus propose d’adopter deux nouveaux crédits d’impôt non remboursables pour l’énergie et les carburants de transport propres. Plutôt que d’exiger des renouvellements réguliers, ces crédits seraient liés à la réduction de l’intensité des gaz à effet de serre dans les installations électriques et dans les carburants de transport aux États-Unis. Les crédits seraient offerts aux installations utilisant tout type de technologie, tant et aussi longtemps que les normes en matière d’émissions sont respectées.
Le crédit serait offert sous l’une ou l’autre de ces formes : (1) un crédit d’impôt pour production allant jusqu’à 2,3 cents par kilowattheure pour l’énergie ou jusqu’à 1 dollar par gallon pour les carburants de transport produits sur une période de dix ans ou (2) un crédit d’impôt pour investissement s’élevant jusqu’à 20 % du coût de production d’énergie ou de carburants de transport de l’installation. Fait à noter, le nouveau crédit d’impôt pour investissement réduirait le pourcentage du coût de production d’une installation admissible au crédit de 30 % à 20 %. Les entreprises pourraient choisir entre un crédit d’impôt pour la production et un crédit d’impôt pour investissement. Ces derniers seraient offerts pour une période d’au moins dix ans, mais ne seraient pas permanents. Toute installation produisant de l’électricité environ 25 % plus propre que la moyenne de toutes les installations productrices d’électricité serait admissible aux nouveaux crédits. La proposition tente de mettre en place le principe voulant que plus l’installation est « propre », plus le crédit sera important. Les nouveaux crédits pour les installations énergétiques ne seraient pas offerts aux installations mises en service avant le 1er janvier 2017. Cependant, après 2016, le crédit d’impôt pour investissement pourrait être demandé par les installations existantes qui entreprennent le captage de carbone et l’amélioration des technologies de séquestration réduisant au moins 50 % des émissions de dioxyde de carbone. Les crédits pour l’énergie propre seraient éliminés progressivement sur une période de quatre ans à la suite du déclin de 25 % de l’intensité des gaz à effet de serre provenant de la production électrique des États-Unis par rapport aux émissions de 2013.
Même si le sénateur Bacaus ne préside plus le Senate Finance Committee, il est prévu que son successeur, le sénateur Ron Wyden, District de Washington, examine attentivement le projet de loi.
XI. Coordination entre les industries du gaz et de l’électricité
En 2013, la FERC a poursuivi ses efforts visant à trouver des possibilités d’améliorer la coordination entre les industries du gaz naturel et de l’électricité66. La FERC s’est principalement concentrée sur la capacité de ces industries à communiquer et à échanger de l’information, qu’elle considère comme essentielle à leur exploitation efficace67. En juillet 2013, la FERC a publié une proposition de réglementation, sollicitant des commentaires sur les modifications réglementaires établies pour faciliter une « communication de grande qualité » entre les industries « de manière à s’assurer que les deux systèmes fonctionnent de façon sécuritaire et efficace pour le bien de leurs clients68 ». En novembre, elle a adopté la proposition de règles sans modification69. La règle finale autorise explicitement les exploitants de gazoducs interétatiques et les exploitants de services de transport d’électricité à échanger de l’information opérationnelle non publique pour favoriser la fiabilité et l’intégrité de leurs réseaux70. Afin de prévenir la discrimination abusive et d’assurer la confidentialité de l’information échangée, la FERC a approuvé une règle de non-communication qui interdit aux destinataires de l’information échangée, conformément à la règle finale, de la divulguer à une entreprise affiliée ou à une tierce partie. La règle de non-communication n’influence pas les communications actuelles entre les entreprises de gazoducs interétatiques et intraétatiques, les entreprises locales de distribution et celles qui assurent la cueillette de données concernant les conditions qui ont des effets sur les débits de gaz échangés entre ces parties physiquement interconnectées, ni n’influe sur les communications entre les exploitants de système de transport et les fournisseurs d’électricité71. En réaction aux commentaires, la FERC a spécifié que la règle finale n’empêche pas les exploitants de service de transport d’électricité d’échanger de l’information opérationnelle non publique reçue d’une entreprise de gazoduc interétatique avec une entreprise locale de distribution, « si la communication d’information et des mesures de précaution appropriées visant à prévenir l’utilisation ou la divulgation inappropriée de l’information échangée sont autorisés séparément par la FERC. » À titre d’exemple d’une divulgation permise, la commission a cité une divulgation d’information par une EIR ou une ERT dans le cadre d’un dépôt de tarif conforme à l’article 205 de la FPA72.
XII. Politique de la FERC en matière d’attribution de capacité pour les nouveaux projets de transport électrique
En janvier 2013, la FERC a fait paraître un énoncé de politique final qui clarifie et parfait ses politiques existantes régissant l’attribution de capacité aux nouveaux projets de transport commercial et aux nouveaux projets de transport non titulaires basés sur les coûts et subventionnés par les participants73.
Dans le cadre de la nouvelle politique, la FERC permet dorénavant les mesures suivantes :
- Sélection d’un sous-ensemble de clients (en n’utilisant aucun critère discriminatoire ou préférentiel abusif) par des promoteurs de transport commercial et négociation directe avec ces clients en vue de conclure une entente sur les tarifs et les modalités;
- Attribution de jusqu’à 100 % de la capacité de transport au moyen de négociations bilatérales uniquement après que les promoteurs aient : (1) sollicité largement l’intérêt des clients éventuels à l’égard du projet et (2) démontré leur respect des critères du processus de demande de soumissions, de sélection et de négociation;
- Attribution de capacité à des sociétés affiliées lorsqu’elle est exercée d’une manière transparente adhérant à certaines garanties, notamment les invitations ouvertes à soumissionner.
L’énoncé de politique final n’a pas modifié les quatre facteurs appliqués par la FERC lorsqu’elle évalue des demandes provenant de promoteurs de transport commercial en ce qui a trait au pouvoir de négocier les tarifs : (1) équité et caractère raisonnable des tarifs; (2) possibilité de discrimination excessive; (3) possibilité de préférence indue, y compris une préférence à l’égard de sociétés affiliées et (4) exigences régionales en matière d’efficacité opérationnelle et de fiabilité74. Cependant, l’énoncé de politique final a réformé la façon dont la FERC analyse les deuxième et troisième facteurs. Ces derniers seront jugés satisfaits si les promoteurs de transport adhèrent aux lignes directrices présentées dans l’énoncé de politique final.
A. Processus d’invitation ouverte à soumissionner
Avant de négocier avec des clients éventuels du réseau de transport, les promoteurs doivent s’engager dans un processus d’invitation ouverte à soumissionner, plutôt que de satisfaire à l’exigence de « période d’ouverture » officielle précédente. Afin de se conformer à l’énoncé de politique final, les promoteurs doivent émettre un avis général pour que tous les clients éventuels et intéressés soient informés de la proposition de projet. Cet avis doit comprendre de l’information technique suffisante et les critères que le promoteur prévoit utiliser pour sélectionner des clients du réseau de transport (p. ex., leur cote de crédit, leur statut de « premier à entreprendre une démarche » et leur intention d’intégrer au contrat une clause de partage des risques que comporte le projet).
B. Démonstration postérieure à la sélection
La FERC continue d’exiger que les promoteurs de transport commercial dévoilent les résultats de leur processus d’attribution de capacité, bien qu’il sera dorénavant annoncé et exécuté conformément à l’article 205 de la FPA. Les promoteurs devront démontrer l’impartialité de leur processus en décrivant les critères de sélection des clients, les modalités de prix et toute modalité de partage des risques ayant servi de fondement pour choisir des clients du réseau de transport.
C. Projets non titulaires basés sur les coûts et subventionnés par les participants
La FERC a annoncé que son énoncé de politique finale s’applique également aux nouveaux projets de transport non titulaires, basés sur les coûts et subventionnés par les participants. Cependant, elle a reconnu les différences entre les projets de transport commercial et a affirmé qu’elle réviserait le tarif de transport et les modalités, notamment tout rendement des capitaux propres convenus, pour les projets de transport non titulaires, basés sur les coûts et subventionnés par les participants, afin de s’assurer qu’ils répondent aux précédents en matière de service de transport basé sur les coûts.
D. Projets titulaires basés sur les coûts et subventionnés par les participants
La FERC a également annoncé qu’elle ne modifie pas son évaluation au cas par cas des demandes de projets de transport basés sur les coûts et subventionnés par les participants provenant de fournisseurs de services de transport titulaires. Les fournisseurs titulaires sont définis comme ceux qui disposent d’un ensemble d’obligations existantes clairement définies dans le cadre de leurs tarifs de libre accès au réseau de transport en ce qui a trait au nouveau développement dans le domaine du transport, notamment la participation à des processus de planification régionaux et l’attente pour le traitement des demandes de service de transport. Ainsi, l’énoncé de politique final n’influence pas le développement du réseau de transport des fournisseurs titulaires dans le but de servir la charge locale.
XIII. Réglementation des pipelines d’éthane
Le 31 décembre 2013, la FERC a rendu une ordonnance75 affirmant sa compétence sur un projet de pipeline d’éthane interétatique, malgré la garantie que l’éthane transporté serait destiné à des fins agricoles et non énergétiques. Même si la compétence de la FERC sur le pipeline d’éthane constituait une première interprétation, le raisonnement de l’ordonnance a peut-être plus d’importance qu’il n’y paraît. La FERC a indiqué qu’à l’avenir, il est probable qu’elle considère sa compétence avec souplesse en se basant sur l’utilisation possible des matières transportées plutôt que sur leur utilisation prévue ou même probable.
Williams Olefins Feedstock Pipelines, LLC (Williams) avait déposé une demande auprès de la FERC visant à rejeter la compétence de cette dernière sur son projet de pipeline Williams Bayou Ethane Pipeline (Ethane Pipeline). Williams signalait que l’Ethane Pipeline transporterait de l’éthane liquide pur à des usines pétrochimiques et à des installations de stockage au Texas et en Louisiane. Elle a affirmé que l’éthane serait utilisé comme matière première pour produire de l’éthylène, non pas du carburant. Dans ce contexte, Williams a demandé à la FERC d’évaluer le « caractère unique » de l’Ethane Pipeline en appliquant ce que William prétendait être « l’examen traditionnel » de la FERC en matière de compétence, c’est-à-dire établir si le produit transporté remplit une fonction énergétique, plutôt que de servir de matière première.
La FERC a rejeté la requête de Williams qualifiant sa description de l’examen de compétence d’« incomplète ». Elle a d’ailleurs défini la nature de l’examen, c’est-à-dire déterminer si le produit transporté est un hydrocarbure d’origine naturelle utilisé ou pouvant être utilisé à des fins énergétiques, plutôt que de servir uniquement de matière première non énergétique. La FERC a affirmé que l’éthane est un hydrocarbure d’origine naturelle composé d’énergie thermique pouvant être utilisé comme carburant et étant généralement mélangé avec du gaz à faible pouvoir calorifique, dans le but d’en augmenter la teneur énergétique et de le transformer en carburant commercialisable. La FERC a également indiqué que l’éthane est actuellement utilisé à des fins énergétiques et le sera pour de futurs projets énergétiques, comme en témoignent certaines soumissions de projets d’entreprises visant à agrandir des terminaux de GNL afin de permettre les exportations de certains types de propane à l’étranger. La FERC a jugé que ces utilisations énergétiques actuelles et éventuelles d’éthane ont justifié l’exercice de sa compétence sur l’Ethane Pipeline.
S’adressant à un public plus large, la FERC a mentionné qu’elle « ne renoncera pas à sa compétence sur le transport interétatique d’éthane en se basant sur une affirmation de la part d’un requérant concernant l’usage final prévu de l’éthane ». La FERC a indiqué que le pipeline ne contrôle pas l’utilisation des produits transportés et que l’usage de ces produits peut changer. Étant donné ces réalités, la FERC a affirmé que le fait de fonder une compétence sur l’usage final prévu des produits transportés pourrait « morceler » le réseau pipelinier alors que certains pipelines seraient réglementés par la FERC et d’autres pas.
XIV. Règle d’application de la sécurité de la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration
Le 25 septembre 2013, la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA) a rendu publique une règle finale modifiant ses procédures administratives pour le programme de sécurité des pipelines76. Les modifications sont entrées en vigueur le 25 octobre 2013 et sont destinées à remplir certains mandats de la Pipeline Safety, Regulatory Certainty, and Job Creation Act of 2011 (Pipeline Safety Act)77.
La Pipeline Safety Act a obligé la PHMSA à mettre sur pied une réglementation qui.: (1) nécessite la convocation d’audiences devant un «.président d’assemblée.»; (2).assure l’évaluation accélérée des ordonnances de mesures correctives dans les cas où une installation pipelinière est considérée dangereuse pour la vie, la propriété ou l’environnement; (3) crée une division des fonctions entre le personnel de l’organisme qui s’acquitte des tâches liées aux enquêtes et aux poursuites et celui qui est responsable de décider l’issu des cas et (4) interdit les communications ex parte avec ces décideurs78. La Pipeline Safety Act a doublé le montant maximum des sanctions civiles que la PHMSA peut imposer dans le cadre de mesures fédérales d’application de la loi à 200.000 dollars par jour79 et a octroyé un pouvoir supplémentaire à la PHMSA pour mettre à exécution les exigences en matière de plans d’intervention pour les installations côtières de la Oil Pollution Act of 199080.
La règle finale de la PHMSA abordait chacune de ces questions. Entre autres choses, elle a : (1) mis en place une nouvelle disposition permettant l’imposition de sanctions civiles administratives à quiconque entrave l’exécution d’une enquête ou d’une inspection de sécurité d’un pipeline; (2) précisé le matériel à fournir dans le dossier d’une mesure d’application;
(3) mis en œuvre les mandats de la Pipeline Safety Act concernant la division des fonctions et les interdictions de communication ex parte; (4) prorogé la procédure d’application de la loi de la PHMSA pour les violations présumées des exigences de la Oil Pollution Act of 1990 en matière de plans d’intervention pour les installations côtières; (5) défini les pouvoirs et les obligations du président d’assemblée et (6) augmenté le montant maximum des sanctions civiles en cas de violations des exigences de sécurité81.
* Robert S. Fleishman est un avocat principal chez Morrison Forester 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). M. Fleishman aimerait remercier les membres de l’équipe de réglementation en énergie de Morrison Forester pour leur apport dans l’élaboration de ce rapport.
1 Robert S. Fleishman, « The Washington Report », Energy Regulation Quarterly (14 novembre 2013) en ligne : Energyregulationquarterly.ca <https://www.energyregulationquarterly.ca/fr/regular-features/the-washington-report>.
2 Executive Office of the President, The President’s Climate Action Plan (juin 2013), en ligne : The White House Washington <http://www.whitehouse.gov/sites/default/files/image/president27sclimateactionplan.pdf>.
3 Executive Office of the President, communiqué, « President Barack Obama’s State of the Union Address » (28 janvier 2014), en ligne : <http://www.whitehouse.gov/the-press-office/2014/01/28/president-barack-obamas-state-union-address>.
4 Power Sector Carbon Pollution Standards, 78 Rég féd 39533 (2013).
5 Standards of Performance for Greenhouse Gas Emissions for New Stationary Sources: Electric Utility Generating Units, 77 Rég féd 22392 (2012).
6 Ibid, 79 Rég féd 1430 (2014).
7 Voir Rory Carroll & Nichola Groom, California Solar Plant Greeted with Fanfare, Doubts About Future, (13 février 2014), en ligne : Reuters <http://www.reuters.com/article/2014/02/13/solar-ivanpah-idUSL2N0LI1D420140213>.
8 Voir Mark Jaffe, 1st Auction of Solar Rights on Public Lands in Colorado Draws No Bids, The Denver Post (24 octobre 2013) en ligne : The Denver Post <http://www.denverpost.com/breakingnews/ci_24379351/first-auction-solar-rights-public-lands-colorado-draws-no-one>.
9 Voir Bureau of Land Mgmt. Solar Energy Program, First‐In‐Line Pending and Authorized Solar ROW Applications on BLM‐Administered Lands as of November1, 2013, en ligne : BLM Solar <http://blmsolar.anl.gov/documents/docs/Pending_applications_list.pdf>.
10 U.S. Dep’t of Energy, Advanced Fossil Energy Projects Solicitation, en ligne : Loan Programs Office <http://lpo.energy.gov/resource-library/solicitations/advanced-fossil-energy-projects-solicitation/>.
11 Energy Efficiency and Conservation Loan Program, 78 Rég féd 73356 (2013).
12 Utility Air Regulatory Agency v Environment protection Agency, 684 F (3d) 102 (DC Cir 2012), No 12-1146 (Cert É.-U accordé le 15 octobre 2013). L’affaire Utility Air Regulatory Group fait office de cas principal de six causes consolidés portant sur la même question en litige.
13 Massachusetts v Environmental protection Agency, 549 US 497 (2007).
14 Prevention of Significant Deterioration and Title v Greenhouse Gas Tailoring Rule, 75 Rég féd 31514 (2010).
15 Voir Adam Liptak, For the Supreme Court, a Case Poses a Puzzle on the E.P.A.’s Authority (24 février 2014), en ligne : The New York Times <http://www.nytimes.com/2014/02/25/us/justices-weigh-conundrum-on-epa-authority.html?_r=0>.
16 Par ex, Sean McLernon, Split High Court Presses Industry, EPA Over Carbon Rules (24 février 2014), en ligne : Law360 <http://www.law360.com/energy/articles/500427/split-high-court-presses-industry-epa-over-carbon-rules>; Mark Sherman, Supreme Court Seems Divided in Climate Case, Associated Press, en ligne: Associated Press <http://www.washingtonpost.com/politics/courts_law/climate-case-at-supreme-court-looks-at-epas-power/2014/02/24/95f5f6b8-9d2e-11e3-8112-52fdf646027b_story.html>.
17 U.S. Dep’t of Energy, DOE/FE Order No 3357, Order Conditionnaly Granting Long-Term Multi-Contract Authorization to Export Liquefied Natural Gas by Vessel from the Freeport LNG Terminal on Quintana Island, Texas to Non-Free trade Agreement Nations (15 novembre 2013), en ligne : Office of Fossil of Energy <http://www.fossil.energy.gov/programs/gasregulation/authorizations/Orders_Issued_2013/ord3357.pdf>.
18 Letter from Sen. Ron Wyden and Sen. Lisa Murkowski to Ernest Moniz, U.S. Sec’y of Energy (2 août 2013), en ligne : <http://www.energy.senate.gov/public/index.cfm/files/serve?File_id=fcd19e75-9ff9-4d75-aa4e-7330b5f8b03f>.
19 Natural Gas Act, 15 USC §§ 3 (a), 16, 717b, 717o (2013).
20 Energy Policy and Conservation Act of 1975 (EPCA), 42 USC § 6201 et seq (2013).
21 Letter from Paula A. Grant, Deputy Assistant Sec’y, Dep’t of energy, to Sen. Lisa Murkowski (17 octobre 2013), en ligne : United States Senate <http://www.energy.senate.gov/public/index.cfm/files/serve?File_id=9e99e412-ce05-449d-8893-dc8d64c32d02>.
22 United states Environmental protection Agency, Study of the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on drinking Watwe Resources : progress report (décembre 2012), en ligne : EPA <http://www2.epa.gov/hfstudy/study-potential-impacts-hydraulic-fracturing-drinking-water-resources-progress-report-0>.
23 Oil and Gas; Hydraulic Fracturing on Federal and Indian Lands, 78 Rég féd 31635 (2013).
24 É-U, Bill HR 2728, Protecting States’ Rights to Promote American Energy Security Act, 113e Cong, (2013).
25 Colo Rev Stat § 34-60-101 et seq (2013).
26 Cal Code Reg tit 14, § 1761 (2014), en ligne : <http://www.conservation.ca.gov/dog/Documents/Final%20Interim%20Regulations.pdf>.
27 Ill Admin Code tit 62, § 245 (2013).
28 Pour obtenir des détails concernant l’affaire Norse Energy Corp. v Town of Dryden, 964 NYS 2d 714 (NY App Div 2013), actuellement en instance devant la Cour d’appel de New York, voir l’édition de l’automne 2013 de la Publication trimestrielle sur la réglementation de l’énergie.
29 Robinson Township v Commonwealth of Pennsylvania, No 63 MAP 2012, 2013 WL 6687290 (Pa 2013) [Robinson Township].
30 58 Pa Cons Stat §§ 2301-3504.
31 Robinson Township, supra note 29 à la p 16.
34 L’ordonnance du New Jersey est PPL EnergyPlus, LLC v Hanna, No 11-745, 2013 WL 5603896 (DNJ) (11 octobre 2013) [Hanna]. L’ordonnance du Maryland est PPL EnergyPlus, LLC. Nazarian, No MJG-12-1286, 2013 WL 5432346 (D Md) (30 septembre 2013) [Nazarian]. Les appels sont en instance devant les cours d’appel des États-Unis pour les troisième et quatrième circuits, respectivement.
35 Hanna, ibid à la p 36; Nazarian, ibid à la p 31.
36 Federal Energy Regulatory Commission, 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>.
37 Voir 16 USC § 824v(a) (2012); 15 USC § 717c-1 (2012).
38 Barclays Bank PLC, 144 FERC ¶ 61041 (2013).
39 Notice of Motion and Motion to Dismiss, FERC v Barclays Bank PLC, No 2:13-cv-02093-TLN-DAD (ED Cal) (16 décembre 2013).
40 La FERC a déposé un dossier s’opposant à la demande de rejet de Barclays et des négociants individuels le 14 février 2014. Voir Petitioner’s Opposition to Respondents’ Motion, FERC v Barclays Bank PLC, No 2:13-cv-02093-TLN-DAD (ED Cal) (14 février 2013).
41 Dans re Make-Whole Payments & Related Bidding Strategies, 144 FERC ¶ 61,068 (2013).
42 BP America Inc., 144 FERC ¶ 61,100 (2013).
43 Lincoln Paper & Tissue, LLC, 144 FERC ¶ 61,162 (2013); Competitive Energy Servs., LLC, 144 FERC ¶ 61,163 (2013); Richard Silkman, 144 FERC ¶ 61,164 (2013).
44 « Réaction de la demande » fait référence à 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.
45 La « base de référence » représente un estimé du niveau de consommation d’électricité anticipé d’un client. La base de référence est utilisée pour mesurer l’importance de la réaction de la demande (c.-à-d. la réduction de la consommation électrique) acheminée au réseau.
46 Voir Rumford Paper Co., 142 FERC ¶ 61,218 (2013).
47 Requête pour la confirmation d’une ordonnance de la Federal Energy Regulatory Commission, le 29 août 2013. Ordonnance imposant une sanction civile à Lincoln Paper and Tissue, LLC, FERC v Lincoln Paper &Tissue, LLC, No 1:13-cv-13056-DPW (D Mass) (2 décembre 2013); Requête pour la confirmation d’une ordonnance de la Federal Energy regulatory Commission, le 29 août 2013; Ordonnance confirmant une sanction civile à Richard Silkman et le Competitive Energy Services, LLC, FERC v Silkman, No1:13-cv-13054-DPW (D Mass) (2 décembre 2013).
48 Lincoln a déposé une motion visant à révoquer la requête de la FERC le 14 février 2014. Voir Lincoln Paper and Tissue, LLC’s Motion to Dismiss Complaint, FERC v Lincoln Paper & Tissue, LLC, rôle No 1:13-cv-13056-DPW (2 décembre 2013). La motion plaide, entre autres, que la requête de la FERC est prescrite par un délai applicable et que la FERC n’a pas la compétence suffisante en ce qui a trait à la réaction de la demande. Le CES et Silkman ont également déposé une motion de révocation.
49 Voir Enerwise Global Techs. Inc., 143 FERC ¶ 61,218 (2013) (qui résout les allégations de manipulation du marché contre un fournisseur réagissant à la réaction de la demande et imposant des sanctions et des recours monétaires totalisant environ 1,3 million de dollars).
50 Position Limits for Derivatives, 78 Rég féd 75680 (12 décembre 2013).
51 Aggregation of Positions, 78 Rég féd 68946 (15 novembre 2013).
52 Interpretive Guidance and Policy Statement Regarding Compliance with Certain Swap Regulations, 78 Rég féd 45292 (26 juillet 2013).
53 Plainte, Securities Indus. & Fin. Mkts. Ass’n v. CFTC, No 13-cv-1916 (DDC) (4 décembre 2013), ECF No 1.
54 Memorandum of Understanding between the Federal Energy Regulatory Commission and the Commodity Futures Trading Commission (2 janvier 2014), en ligne : FERC <https://www.ferc.gov/legal/mou/mou-ferc-cftc-jurisdictional.pdf>; Memorandum of Understanding between the Federal Energy Regulatory Commission and the Commodity Futures Trading Commission Regarding Information Sharing and Treatment of Proprietary Trading and Other Information (2 janvier 2014), en ligne : FERC <https://www.ferc.gov/legal/mou/mou-ferc-cftc-info-sharing.pdf>.
55 Voir Hunter v. FERC, 711 F 3d 155 (DC Cir 2013).
56 CPUC, Proposed Decision of Commissioner Peterman, Decision Adopting Energy Storage Procurement Framework and Design Program, ann A (17 octobre 2013), en ligne : CPUC <http://docs.cpuc.ca.gov/PublishedDocs/Published/G000/M078/K912/78912194.PDF>.
59 White House, Consumer Data Privacy in a Networked World: A Framework for Protecting Privacy and Promoting Innovation in the Global Digital Economy (23 février 2012), en ligne : The White House <http://www.whitehouse.gov/sites/default/files/privacy-final.pdf>.
60 Energy Policy Act of 2005, Pub L No 109-58, § 1252(e) (3), 119 Stat 594 à la p 966 (2005).
61 Energy Independence and Security Act of 2007, Pub L No 110-140, § 529, 121 Stat 1492 à la p 1664 (2007) (codifié tel que modifié à la National Conservation Policy Act, 42 USC §§ 8241, 8279).
62 Standards for Business Practices and Communication Protocols for Public Utilities, 142 FERC ¶ 61,131 à P 1(2013).
63 FERC Staff Report, Assessment of Demand Response & Advanced Metering (octobre 2013), en ligne: FERC <https://www.ferc.gov/legal/staff-reports/2013/oct-demand-response.pdf>.
65 Max Baucus, Senate Committee on Finance, Energy Tax Reform Discussion Draft (18 décembre 2013), en ligne: <http://www.finance.senate.gov/imo/media/doc/121813%20Energy%20Tax%20Reform%20Discussion%20Draft%20Language1.pdf>.
66 Voir généralement Coordination between Natural Gas and Electricity Markets, FERC dossier No AD12-2-000.
67 Voir Order Directing Further Conferences and Reports, 141 FERC ¶ 61,125 (2012).
68 Communication of Operational Information between Natural Gas Pipelines and Electric Transmission Operators, 144 FERC ¶ 61,043 (2013).
69 Communication of Operational Information between Natural Gas Pipelines and Electric Transmission Operators, 145 FERC ¶ 61,134 (2013), nouvelle audience en attente.
71 Ibid aux para 7, 15, 16, 32 et n 27.
73 Allocation of Capacity on New Merchant Transmission Projects and New Cost-Based, Participant-Funded Transmission Projects, and Priority Rights to New Participant-Funded Transmission, 142 FERC ¶ 61,038 (2013).
74 Voir Chinook Power Transmission, LLC, 126 FERC ¶ 61,134 à la p 37 (2009).
75 Williams Olefins Feedstock Pipelines, LLC, 145 FERC ¶ 61,303 (2013).
76 Pipeline Safety: Administrative Procedures; mises à jour et corrections techniques, 78 Rég féd 58897 (2013) (tel que codifié à 49 CFR points 190, 192, 193, 195, et 199).
77 Pipeline Safety, Regulatory Certainty, and Job Creation Act of 2011, Pub. L. no 112-90, 125 Stat. 1904 (tel que codifié à 49 USC§§ 60101-60138).
79 Ibid § 2(a), 125 Stat 1905.
81 Voir généralement, 78 Rég féd 58897 à la p 58899-12.