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

I. Exportations de GNL

En raison de la quantité énorme de gaz de schiste aux ÉtatsUnis, il existe une tendance importante à exporter le gaz naturel liquéfié (GNL). Ainsi, 2014 a été une année extrêmement active pour deux organismes importants, soit le département de l’Énergie (DOE) des ÉtatsUnis et la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) des ÉtatsUnis.

A. DOE

En 2014, le DOE a adopté un nouveau processus pour exercer son pouvoir en vertu de l’article 3 de la Natural Gas Act (Loi sur le gaz naturel) afin de déterminer qu’une demande d’exportation de GNL vers un pays non-signataire d’un accord de libre-échange (ALE) ne va pas à l’encontre de l’intérêt public¹. Auparavant, le DOE émettait une autorisation d’exportation conditionnelle au résultat de l’examen de la proposition d’exportation en vertu de la National Environmental Policy Act (« NEPA »). Conformément aux nouvelles procédures, le DOE n’approuvera pas sous condition les autorisations d’exportation. Le DOE ne prendra des mesures sur les demandes d’exportation du GNL vers des pays qu’une fois l’évaluation environnementale en vertu de la NEPA terminée². Au lieu de traiter les demandes d’exportation de GNL vers des pays non-signataires d’un ALE dans l’ordre de préséance de leur publication, le DOE traitera les demandes « dans l’ordre où elles sont prêtes à faire l’objet de mesures définitives »³. Par « mesure définitive », le DOE entend que « le DOE a terminé le processus pertinent d’évaluation environnementale en vertu de la NEPA et […] que le DOE détient suffisamment d’information à partir de laquelle il se fondera pour prendre une décision dans l’intérêt du public ».

Il sera considéré que le processus d’évaluation environnementale en vertu de la NEPA pour une demande est terminé dans les cas suivants : 1) les projets qui nécessitent un énoncé des incidences environnementales (EIS), 30 jours après la publication de l’EIS définitif; 2) les projets pour lesquels une évaluation environnementale a été préparée, à la suite de la publication par le DOE d’une conclusion d’absence d’impact important; ou 3) après que le DOE aura déterminé qu’une demande est admissible à une exclusion catégorique de la NEPA conformément au Règlement sur le DOE en vigueur. Le DOE s’attend à ce que le nouveau processus renforce sa capacité de juger les effets cumulatifs sur le marché d’une demande d’exportation de GNL puisque « les projets dans le cadre desquels on a investi dans la réalisation de l’évaluation environnementale en vertu de la NEPA sont, dans l’ensemble, plus susceptibles de passer à l’étape suivante que les autres »⁴. Le DOE appliquera les nouvelles procédures aux demandes d’exportation de gaz naturel des 48 États américains situés au sud du Canada vers des pays nonsignataires d’un ALE, mais pas aux demandes d’autorisation d’exporter du GNL de l’État de l’Alaska.

B. FERC

En 2014, la FERC a accordé aux demandes de nombreux exportateurs éventuels de GNL une autorisation, en vertu de l’article 3 de la Natural Gas Act de concevoir, de construire et d’exploiter de nouvelles installations ou des installations agrandies de liquéfaction, et une autorisation en vertu de l’article 7(c) de la Natural Gas Act de construire de nouveaux pipelines interétatiques pour transporter les réserves de gaz naturel vers les installations de liquéfaction. Tel qu’il est exigé en vertu de l’article 3, les autorisations de la FERC reposent sur une analyse, en vertu de la NEPA, à savoir s’il existe des incidences environnementales importantes découlant des installations proposées et la manière dont de telles incidences importantes devraient être atténuées. En plus de protestations et d’arrestations d’activistes écologiques près de la FERC, dans chacune de ces procédures, des défenseurs de l’environnement dirigés par Sierra Club ont mis en doute l’efficacité de l’analyse en vertu de la NEPA de la FERC.

Les questions les plus importantes soulevées par Sierra Club sont liées à savoir si la FERC doit, en vertu de la NEPA : 1) analyser, comme effet indirect du projet proposé, la production de gaz naturel, extrait en particulier des gisements de gaz de schiste au moyen de la fracturation hydraulique et des mécanismes d’extraction similaires; 2) analyser les effets cumulatifs de toutes les propositions d’installations d’exportation de GNL, en analysant n’importe quel projet proposé. La FERC statue invariablement que ces effets ne sont pas « raisonnablement prévisibles » au sens de la NEPA et de la jurisprudence pertinente, et elle n’a pas abordé ces effets dans ses décisions autorisant les projets de GNL. Sierra Club a interjeté appel de ces autorisations de la FERC devant la cour d’appel de circuit du district fédéral de Columbia⁵. On s’attend à ce qu’on lui demande de juger que la FERC a manqué à ses obligations en vertu de la NEPA, et que la NEPA exige que la FERC tienne compte des effets des projets d’installations d’exportation sur la production de gaz naturel dans l’ensemble des ÉtatsUnis.

II. Plan d’action sur le climat de l’administration Obama, examen des mesures de l’EPA à l’égard des émissions de ges et des normes d’émission et questions connexes

A. Mesures administratives dans le cadre du Plan d’action sur le climat du président Obama

Avec le Parti républicain qui a pris le contrôle du Sénat américain en novembre 2014, les chances d’avoir des lois fédérales importantes abordant le changement climatique sont devenues très minces. L’administration Obama continue d’aller activement de l’avant avec les stratégies décrites dans le Plan d’action sur le climat de 2013 du président⁶, et le président Obama pourrait quitter ses fonctions avec l’héritage environnemental le plus ambitieux et profond que tout autre président avant lui⁷.

En juin 2014, l’U.S. Environmental Protection Agency (EPA) a proposé de nouveaux règlements pour réglementer les émissions de gaz à effet de serre des centrales actuelles et modifiées en vertu de l’article 111(d) de la Clean Air Act du gouvernement fédéral⁸. La proposition servirait à mettre en œuvre l’une des caractéristiques importantes du Plan d’action sur le climat. Comme il a été écrit précédemment⁹, l’EPA a proposé en 2014 une règle qui établirait des normes de rendement relatives aux gaz à effet de serre pour les nouvelles sources fixes. Cette démarche est toujours en cours; elle devrait se terminer en janvier 2015¹⁰. La nouvelle proposition, le « Clean Power Plan » (plan pour une électricité propre) couvrirait un secteur beaucoup plus large de sources que les nouvelles règles relatives aux sources, et d’ici 2030, réduirait les émissions de carbone du secteur de l’énergie de 30 % sous les niveaux de 2005. L’EPA fixerait un objectif « d’intensité des émissions de carbone » que chaque État devrait atteindre d’ici 2030, tout en permettant aux États d’élaborer leurs propres plans pour atteindre les objectifs; ces plans initiaux doivent être présentés à l’EPA au plus tard le 30 juin 2016. Si elle est édictée, la règle aurait une incidence importante sur la réglementation des services, entre autres, pour les prochaines décennies.

Même si l’EPA fait valoir les avantages de la proposition et la souplesse qu’elle donne à la collectivité réglementée, elle a déjà suscité la polémique – et même entraîné des litiges, même si le règlement n’est pas encore terminé. Murray Energy Corp. et douze États producteurs de charbon ont intenté une poursuite pour interrompre la réglementation dans laquelle il y›a compétence en première instance en matière de certaines contestations relatives à la Clean Air Act¹¹; une contestation distincte déposée par l’État du Nebraska a été déboutée pour des motifs de procédures¹². En supposant que la version provisoire des règles est terminée, d’autres contestations judiciaires suivront certainement, probablement audelà du mandat du président Obama.

Le Plan d’action sur le climat requiert également d’intensifier les démarches multilatérales et bilatérales pour aborder la question du changement climatique à l’échelle internationale. L’administration Obama a fait un grand pas à cet égard le 11 novembre 2014, lorsque le président Obama et le président de la Chine, Xi Jinping, ont conjointement annoncé une entente coopérative pour réduire les émissions de gaz à effet de serre des deux pays : les ÉtatsUnis visent une réduction de 28 % par rapport aux niveaux de 2005 d’ici 2025, et la Chine vise une réduction maximale des émissions verse 2030, tout en augmentant la part de combustibles non fossiles en énergie d’environ 20 %¹³. Les deux dirigeants ont également manifesté leur intention d’adopter un protocole contraignant ou un instrument juridique similaire ayant force exécutoire sur toutes les parties participant à la Conférence des Nations Unies sur le climat, qui se tiendra à Paris en 2015. À l’instar du Clean Power Plan, il incomberait effectivement au successeur du président Obama de mettre en œuvre tout engagement pris à la Conférence sur le climat, et les médias caractérisent les mesures d’action à l’égard du climat comme étant une question qui pourrait faire beaucoup réagir au moment de l’élection présidentielle de 2016¹⁴.

B. Étude de règles de l’EPA par la Cour suprême des ÉtatsUnis

Nous avons déjà mentionné¹⁵ la décision de la Cour suprême des ÉtatsUnis dans le dossier de l’Environmental Protection Agency v. EME Homer City Generation, L.P.¹⁶, un dossier portant sur la Clean Air Act, où la Cour a confirmé les plus récents efforts déployés par l’EPA pour forcer les États « en amont » à réduire leurs émissions, lesquelles contribuent largement à la pollution des États « en aval ». L’EPA n’a pas obtenu d’aussi bons résultats dans la décision suivante de la Cour, portant sur la Clean Air Act, soit la décision Utility Air Regulatory Group v. Environmental Protection Agency¹⁷, qui a représenté seulement une victoire partielle pour l’EPA.

Dans ce dossier, la Cour a rejeté la demande de l’EPA que la Clean Air Act exige qu’une source fixe obtienne un permis dans le cadre du programme Prevention of Significant Deterioration (PSD) ou un permis du titre V « source importante ») uniquement en fonction des émissions potentielles de gaz à effet de serre (GES). La Cour, toutefois, a confirmé la détermination de l’EPA qu’une source d’émissions de GES, qui autrement devrait détenir un permis dans le cadre du programme de prévention de la détérioration importante, source appelée « source fugitive », peut être tenue d’avoir recours à aux meilleures normes d’émissions existantes pour lutter contre la pollution pour contrôler ces émissions de GES.

Même si l’avis de la Cour explique clairement que l’EPA peut réglementer, en vertu de la Clean Air Act, les GES provenant de sources fixes, il montre également la volonté partagée de la Cour de porter un regard critique sur la réglementation de l’EPA, en particulier ses tentatives d’adapter la réglementation d’une manière qui va audelà des intentions explicites du Congrès.

C. Cendre de houille

Le 19 décembre 2014, l’EPA a présenté sa règle finale régissant l’entreposage et l’élimination de résidus de combustion de charbon (RCC) (c.àd. « cendre de houille » par les services publics d’électricité). Cette règle tant attendue a été élaborée en vertu du soustitre D de la Resource Conservation and Recovery Act, et elle établit des exigences détaillées à l’égard de l’élimination de la cendre de houille tant dans les décharges existantes et nouvelles de RCC que les dépôts en surface¹⁸. Elle établit les critères minimaux nationaux pour les décharges existantes et nouvelles de RCC ainsi que pour les dépôts en surface de RCC existants et nouveaux. Ces critères comprennent des restrictions relatives à l’emplacement, des critères de conception et d’exploitation, la surveillance de l’eau souterraine et des mesures correctives, les exigences en matière de clôture ainsi que des exigences relatives à l’entretien après la clôture, la tenue de dossiers, les avis et l’affichage sur Internet¹⁹.

III. Fracturation hydraulique

La fracturation hydraulique (« hydrofrac-turation ») demeure une pratique controversée soumise à une mosaïque de règlements principalement imposés par les États et les localités²⁰. Ce cadre réglementaire est attribuable à une loi qui exempte précisément la fracturation de la surveillance fédérale²¹. Par conséquent, de nombreuses décisions liées à la fracturation proviennent de tribunaux d’État. L’une des décisions les plus importantes liées à la fracturation en 2014 a été Wallach v. Town of Dryden, où la Cour d’appel de New York a jugé que les gouvernements locaux avec le pouvoir d’interdire les activités de fracturation en vertu de leur pouvoir d’édicter des ordonnances de zonage²².

Le plus haut tribunal de l’État a appliqué son cadre tripartite présenté dans Frew Run Gravel Prods., Inc. v. Town of Carroll²³, et a jugé que le langage simple, le régime législatif et le contexte législatif de la Oil, Gas, and Solution Mining Law (OGSML) de l’État appuyait la capacité des localités d’adopter des interdictions de fracturation²⁴. Plus précisément, le tribunal a expliqué que la OGSML « est la plus naturellement lue comme empiétant uniquement sur les lois locales qui prétendent réglementer l’exploitation réelle des activités pétrolières et gazières, pas sur les ordonnances de zonage qui restreignent ou interdisent certaines utilisations du sol dans les limites de la ville »²⁵. De plus, le tribunal a expliqué ceci :

Il est évident que la OGSML vise la réglementation et le pouvoir du Département à l’égard de la sécurité et des aspects techniques et opérationnels des activités pétrolières et gazières à l’échelle étatique… rien dans les diverses dispositions de la OGSML n’indique que la clause de suppression avait un sens plus large que nécessaire pour empiéter sur les lois locales contradictoires dirigées vers les activités techniques de l’industrie²⁶. [traduction libre]

En décembre 2014, New York est devenu le plus grand État producteur de pétrole et de gaz en importance à interdire la fracturation. Le gouverneur et ses commissaires à la santé et à l’environnement l’ont fait en raison de préoccupations pour la santé²⁷.

De plus, en 2014, de nombreuses localités ont adopté des interdictions de fracturation, notamment les comtés de Mendicino et de San Benito, en Californie²⁸, et les villes de Denton, au Texas, et d’Athens, en Ohio²⁹. uelques jours après que la Ville de Denton ait adopté son interdiction de fracturation, le Texas General Land Office et la Texas Oil and Gas Association ont intenté une poursuite pour l’empêcher d’appliquer l’interdiction³⁰. En outre, la présidente de la Texas Railroad Commission a expliqué qu’elle prévoit délivrer des permis de fracturation pour les activités dans la Ville de Denton, malgré son interdiction de fracturation³¹.

Le Illinois Department of Natural Resources (IDNR) a publié des règles qui réglementent la fracturation, ce qui ouvre la porte aux activités de fracturation dans l’État³². Les règles sont la troisième tentative du IDNR de codifier la Hydraulic Fracturing Regulatory Act³³, promulguée en 2013, qui s’applique à tous les puits où peut se faire la fracturation en Illinois.

La Nevada Commission on Mineral Resources (NCMR) a émis des règlements régissant les activités de fracturation dans l’État³⁴. Les règles ont été émises après le refus d’un tribunal fédéral d’accorder une injonction pour empêcher la NCMR d’émettre ses règlements en matière de fracturation³⁵. Le tribunal a expliqué qu’elle n’avait pas la compétence en la matière pour examiner la contestation parce que la mesure finale, une condition préalable en matière juridictionnelle pour obtenir une révision judiciaire, n’avait pas encore eu lieu parce que les baux n’avaient pas encore été émis par le Bureau of Land Management³⁶.

IV. Coordination entre les industries du gaz et de l’électricité et ordonnance 1000 de la FERC

A. Ordonnances sur la planification des exploitants de gazoducs et de services de transport d’électricité

En 2014, la FERC a émis trois ordonnances interreliées portant sur les questions soulevées par les pratiques de planification des exploitants de gazoducs interétatiques et les exploitants de services de transport d’électricité. La Commission est préoccupée par les répercussions possibles sur l’exploitation fiable et efficace des systèmes de transport d’électricité et les gazoducs interétatiques, des écarts entre les heures de début des journées d’exploitation des gazoducs et des installations électriques, et des divergences entre les calendriers de planification des services de transport par gazoduc interétatique et les ventes d’électricité en gros faites par des centrales au gaz naturel naturel le jour suivant. La Commission est également préoccupée par les pratiques actuelles de planification des exploitants de gazoducs interétatiques et de l’application de certains règlements de la Commission par les exploitants de gazoducs, qui pourraient ne pas fournir la souplesse requise pour satisfaire aux besoins des producteurs de gaz naturel, et peuvent limiter la capacité dont disposent les expéditeurs (y compris les centrales au gaz naturel naturel).

1. Proposition de la FERC sur la planification pour le gaz naturel et l’électricité

La FERC a émis un avis de projet de réglementation, où elle propose des modifications à règlements afin de mieux coordonner la planification des marchés du gaz naturel et de l’électricité à la lumière d’une dépendance accrue sur le gaz naturel pour la production d’électricité³⁷. Avec les règlements modifiés, la journée d’exploitation du gaz naturel commencerait plus tôt, on reviendrait au cycle de nomination opportun et ferait passer de deux à quatre le nombre de possibilités de nomination infrajournalière pour aider les expéditeurs à s’ajuster aux changements de la demande. Les commentaires sur l’ébauche de règles ont été déposés le 28 novembre 2014.

2. Instance pour examiner les pratiques de planification des EIR et des ERT

La FERC a également amorcé une instance en vertu de l’article 206 de la Federal Power Act afin d’examiner si les pratiques de planification pour le prochain jour ouvrable par les exploitants indépendants de réseau (EIR) et les entreprises régionales de transport (ERT) sont justes et raisonnables³⁸. À la suite de l’émission par la FERC d’une règle finale dans la réglementation de la coordination, chaque EIR et ERT doit : (1) effectuer une déclaration qui propose un changement tarifaire pour ajuster la période à laquelle les résultats de son processus d’engagement du marché énergétique du prochain jour ouvrable et de son unité de fiabilité (ou l’équivalent) est affichée à une période suffisamment à l’avance des cycles de nomination ponctuels et en soirée, respectivement, pour permettre aux centrales au gaz naturel de s’approvisionner en gaz naturel et d’assurer une capacité de transport par gazoducs pour respecter leurs obligations, ou (2) justifier pourquoi de tels changements ne sont pas nécessaires. Dans ses réponses, chaque EIR et ERT doit expliquer en quoi ses propositions de modifications à la planification allouent suffisamment de temps aux centrales au gaz naturel pour garantir la capacité des gazoducs avant les cycles de nomination ponctuels et en soirée.

3. Justification de l’instance portant sur l’affichage de la capacité d’offres d’achat

Enfin, la FERC a amorcé une instance de justification en vertu de l’article 5 de la Natural Gas Act, qui exige que tous les pipelines interétatiques présentent à la Commission des présentations soit pour revoir leurs tarifs afin de répondre à l’affichage d’offres d’achat de la capacité libérée, soit pour démontrer qu’ils respectent en tous points les règlements de la Commission en matière d’affichage d’offres d’achat de la capacité libérée³⁹. L’article 284.8(d) du règlement de la Commission stipule que les pipelines doivent fournir un avis d’offres de libération ou d’achat de capacité et les conditions de ces offres, sur un site Web, pendant une période raisonnable.

B. Ordonnance 1000 de la FERC

L’ordonnance 1000 de la FERC et ses produits de filiation ont adopté des réformes réglementaires importantes qui auront une incidence importante sur la planification, l’élaboration et l’exploitation de l’infrastructure de transport électrique en Amérique du Nord⁴⁰. En 2014, une formation de trois juges pour le circuit du district de Columbia a soutenu à l’unanimité l’ordonnance n^o 1000 au motif que l’ordonnance et ses réformes relevaient de la portée des pouvoirs de la FERC en vertu de la Federal Power Act, étayée par une preuve substantielle, non arbitraire et non capricieuse⁴¹.

En vertu de l’ordonnance n^o 1000 : (1) les fournisseurs publics de services de transport doivent participer à un processus de planification du transport ouvert et non discriminatoire pour la création de nouvelles installations de transport, à l’échelle régionale; (2) les plans de transport régional doivent définir les besoins de transport déterminés par les exigences de la politique publique; (3) les régions adjacentes doivent établir des procédures pour échanger les données de planification et définir des solutions interrégionales plus efficaces pour répondre aux besoins de transport; (4) les fournisseurs de services de transport titulaires n’ont plus le droit de premier refus pour construire de nouvelles installations régionales de transport; (5) les coûts du nouveau transport seront attribués aux bénéficiaires des nouvelles installations de transport « d’une manière qui est au moins à peu près proportionnelle aux avantages estimés »⁴².

En soutenant l’ordonnance n^o 1000, le tribunal s’en est remis à l’interprétation de la FERC de son pouvoir en vertu de l’article 206 de la Federal Power Act de réglementer les « pratiques » touchant les taux relevant de la compétence de la FERC. Selon la décision de la cour, la planification du transport est une « pratique » qui touche les taux de transport relevant de la compétence de la FERC. Par conséquent, le tribunal a jugé que la FERC exerçait de manière appropriée son pouvoir en exigeant que les fournisseurs de transport participent à des processus précis de planification du transport.

Le tribunal a rejeté les arguments selon lesquels la FERC n’avait pas démontré qu’il était nécessaire d’adopter les réformes de planification du transport énoncées dans l’ordonnance n^o 1000. Le tribunal a trouvé une preuve substantielle d’une menace théorique de taux de service de transport inéquitables et irraisonnables si l’ordonnance n^o 1000 n’était pas adoptée. La détermination de la FERC de la nécessité de la réforme de la planification du transport a été étayée de manière appropriée par la réglementation antérieure de la Commission à l’égard du transport, et par des commentaires présentés par le DOE, des expertsconseils de l’industrie et dans le cadre de conférences techniques de la FERC.

Le tribunal a souscrit à l’opinion de la FERC selon laquelle la Commission avait le pouvoir, en vertu de l’article 206 de la Federal Power Act d’ordonner aux fournisseurs de transport de retirer le droit de premier refus de leurs tarifs de transport. Le tribunal a déterminé qu’il était raisonnable que la FERC conclue que le droit de premier refus constitue un obstacle à l’entrée qui a rendu inefficace le marché du transport et a accru les coûts pour les clients du réseau de transport. Il a été établi, à juste titre, que le droit de premier refus est une « pratique » touchant le coût des services de transport en gros, et que la FERC avait donc le pouvoir de réglementation.

Le tribunal a confirmé la décision de la FERC selon laquelle les coûts des nouveaux services de transport doivent être attribués entre les bénéficiaires, et a jugé que la langue et le contexte de l’article 206 de la Federal Power Act ne limitent pas le pouvoir de la FERC de surveiller les pratiques touchant des relations commerciales antérieures. Les requérants soutenaient que l’article 206 empêchait la Commission d’attribuer des coûts « audelà des relations commerciales préexistantes ». Toutefois, le tribunal a jugé que « l’article 206 habilite la Commission à fixer tout tarif touchant la «pratique», et la Commission a bien compris que l’attribution des coûts aux bénéficiaires – ou son absence – est un tarif touchant la pratique ». Par conséquent, le tribunal a jugé que « l’utilisation de «tout» pour décrire «tarif», «service public» et «transport» confère un pouvoir à la Commission, qui ne se limite pas aux relations commerciales préexistantes de tout service donné »⁴³.

L’ordonnance n^o 1000 exige que la planification régionale tienne compte notamment des besoins de transport déterminés par les exigences de la politique publique. Les requérants ont contesté cette exigence pour une raison d’imprécision inacceptable. Le tribunal a expliqué que la FERC avait simplement ordonné à chaque région d’élaborer des mécanismes pour répondre aux exigences de la politique publique, et que c’était suffisant pour répondre à toute exigence en matière de précision juridique dans la démarche de l’organisme.

La FERC a émis une série d’ordonnance mettant en œuvre sa règle partout au pays.

V. Dodd-Frank et progrès de la CFTC

La Commodity Futures Trading Commission (la CFTC ou la Commission) a connu un renouvellement important à la direction en 2014, avec la nomination de trois nouveaux commissaires, notamment le nouveau président Timothy Massad⁴⁴. Des déclarations et des mesures des nouveaux membres de la Commission laissent entendre que la CFTC pourrait être davantage disposée à collaborer avec les participants de l’industrie pour atténuer les répercussions de la Dodd-Frank Wall Street Reform and Consumer Protection Act (Dodd-Frank) sur les utilisateurs finaux commerciaux, y compris les sociétés d’énergie, que l’ancienne Commission dirigée par l’ancien président Gary Gensler⁴⁵. Les progrès notables de la CFTC, liés à l’énergie, sont présentés cidessous.

A. Proposition d’interprétation de la définition de « swap» de l’examen en sept volets pour les contrats à terme avec option de volume

En réponse aux demandes des participants au marché, le 13 novembre 2014, la CFTC, conjointement avec la Securities and Exchange Commission (SEC), a proposé une interprétation⁴⁶ de l’examen en sept volets pour les contrats à terme comportant une option de volume intégrée, tel qu’il est énoncé dans la réglementation conjointe des organismes, où l’on définit plus en détail le terme « swap » en vertu de la Dodd-Frank⁴⁷. Le septième volet de l’examen fait l’objet d’un examen attentif parce qu’il exige que l’adoption ou non de l’option de volume intégrée soit fondée principalement sur des facteurs physiques, ou des exigences réglementaires, qui échappent au contrôle des parties et exercent une influence sur la demande ou l’offre du produit non financier, pour qu’un contrat comportant une option de volume intégrée soit classé comme étant un contrat à terme⁴⁸. Les commentateurs s’inquiétaient que l’examen, surtout le septième volet, classe comme étant des swaps certains contrats commerciaux qui n’ont pas à être réglementés en tant que tel et ajoute une incertitude inutile à l’égard du traitement réglementaire des contrats commerciaux comportant une option de volume intégrée⁴⁹.

La nouvelle proposition rendrait le septième volet plus facile à respecter, ce qui réduirait la probabilité qu’un contrat commercial comportant une option de volume intégrée soit traité comme un swap assujetti à la réglementation en vertu de la loi Dodd-Frank. Plus précisément, la proposition modifierait la formulation du volet de la manière suivante : l’option de volume intégrée vise principalement, au moment où les parties concluent l’accord, un marché ou une transaction, à aborder les facteurs physiques ou les exigences réglementaires qui ont une incidence raisonnable sur la demande ou l’offre du produit non financier⁵⁰. Le texte en caractères gras représente les changements apportés à l’examen original et déleste les parties d’avoir à prévoir la raison pour laquelle une option intégrée pourrait être adoptée à un moment ultérieur. La période de consultation publique pour la proposition d’interprétation a pris fin le 22 décembre 2014.

B. Règle finale exemptant les contrats d’échange de fournisseurs spéciaux de services publics du seuil inférieur des opérateurs sur contrats d’échange applicable aux affaires conclues avec des fournisseurs spéciaux

Le 17 septembre 2014, la CFTC a approuvé une règle finale⁵¹ qui modifie la définition de « opérateur sur contrats d’échange », le fournisseur assujetti au niveau le plus élevé de la réglementation de la CFTC en vertu de la loi Dodd-Frank, afin de permettre aux personnes qui participent à des « swaps liés à l’exploitation de services publics »⁵² avec des « fournisseurs spéciaux de services publics »⁵³ d’exclure ces swaps servant à déterminer qui a dépassé le seuil minimum de 25 millions de dollars propre aux affaires conclues avec des fournisseurs spéciaux. Ces swaps doivent plutôt uniquement être pris en compte pour déterminer si le seuil minimal général de 8 milliards de dollars s’applique (si le swap constitue une transaction et n’est pas admissible à une autre exemption de la détermination). La règle finale codifie efficacement l’exclusion liée à la renonciation de prise de mesure (« no-action relief ») émise par le personnel de la CFTC en mars codifie effectivement l’exclusion liée à la renonciation de prise de mesure émise antérieurement par le personnel de la CFTC en mars 2014⁵⁴.

C. Proposition de règles de marge pour les swaps non compensés

Le 3 octobre 2014, la CFTC a de nouveau proposé des règles de marge pour les swaps non compensés conclus par des opérateurs sur contrats d’échange inscrits et des principaux intervenants des échanges financiers, qui ne sont pas des banques (les organismes de réglementation prudentielle des ÉtatsUnis⁵⁵ ont proposé des règles comparables qui s’appliqueraient aux banques)⁵⁶. La CFTC a d’abord proposé des règles à ce sujet en 2011, mais a proposé de nouveau les règles en réponse aux commentaires reçus et à la publication du Final Policy Framework for Margin Requirements for Non-Centrally Cleared Derivatives, publié en septembre 2013 par le Basel Committee on Banking Supervision et le Board of the International Organization of Securities Commissions⁵⁷. Notamment, la nouvelle proposition n’exigerait pas que les utilisateurs finaux non financiers, une catégorie qui englobe la plupart des sociétés d’énergie, fournissent une marge pour les swaps négociés avec des opérateurs sur contrats d’échange ou de principaux intervenants des échanges financiers. La période de consultation pour la proposition de réglementation a pris fin le 2 décembre 2014.

D. Proposition de modification de la règle sur la tenue de dossiers pour les membres de plateformes de négociation des swaps

Le 4 novembre 2014, la CFTC a proposé de modifier la règle 1.35(a)⁵⁸ de la Commission pour offrir une exonération permanente de l’obligation de se conformer à certaines exigences relatives à la tenue de dossiers applicables aux membres de plateformes de négociation des swaps⁵⁹. Notamment, la proposition codifierait l’exclusion liée à la renonciation de prise de mesure du personnel actuel, qui exonère les membres non inscrits (c.àd. les entités qui négocient sur des plateformes de négociation des swaps, qui ne sont pas inscrites à titre d’opérateurs sur contrats d’échange ou de principaux intervenants des échanges financiers) des exigences de tenir des registres des messages textes et de conserver tous les dossiers requis de manière à ce qu’ils puissent être identifiables et consultés par transaction. La période de consultation pour le projet de réglementation a pris fin le 13 janvier 2015.

E. Règle finale de la CFTC sur la propriété et le contrôle et lancement de l’application FIA Tech

Le 18 novembre 2013, la CFTC a publié les règles définitives sur la production de rapports sur la propriété et le contrôle⁶⁰. Les nouvelles règles comprennent des exigences beaucoup plus importantes en matière de données et des délais serrés de production de rapports, qui, toucheront la manière dont les futurs marchands à commission et opérateurs sur contrats d’échange recueillent des données et en rendent compte dans le cadre de leurs obligations d’établir des rapports en vertu des règles de la CFTC.

En réponse à la nouvelle réglementation, l’organisme commercial Futures Industry Association (« FIA ») a créé une application Web appelée « FIA Tech »⁶¹, qui permettra aux entreprises de gérer la propriété des actifs et les données de contrôle et de rendre compte de l’information requise à la CFTC. Plus précisément, l’application FIA Tech facilite les obligations de rendre compte pour les formules 102⁶², 40⁶³ et 71⁶⁴.

F. Proposition de règle sur les limites de position

Comme il a déjà mentionné⁶⁵, la CFTC a prolongé la période de commentaires sur sa proposition de limites de position et a organisé une table ronde avec le personnel afin d’étudier certaines questions concernant les marchandises physiques (y compris les produits énergétiques)⁶⁶. La CFTC a demandé aux joueurs sur le marché de présenter leurs commentaires sur les sujets suivants : 1) les couvertures d’une marchandise physique par une entreprise commerciale, y compris la couverture brute, la couverture multiproduit, la couverture anticipatoire et le processus d’obtention d’une exemption non énumérée; 2) l’établissement de limites d’échéance restreintes au mois en cours pour la livraison physique et les contrats réglés en espèce ainsi qu’une exemption conditionnelle pour une limite restreinte au mois en cours; 3) le règlement de limites non restreintes au mois en cours pour les contrats sur le blé; 4) l’exemption d’agrégation pour certaines participations financières supérieures à 50 % de propriété dans une entité détenue en propriété; et 5) l’agrégation fondée sur des stratégies de négociation essentiellement identiques. La période de consultation a pris fin le 4 août 2014, et la proposition de règle est encore en suspens⁶⁷.

VI. Office of Enforcement de la FERC et conformité

En 2014, l’Office of Enforcement de la FERC a ciblé ses démarches dans quatre domaines principaux : (1) la fraude et la manipulation du marché; (2) les violations graves des normes obligatoires de viabilité; (3) la conduite anticoncurrentielle et (4) la conduite menaçant la transparence des marchés réglementés⁶⁸. En 2014, l’Office of Enforcement a continué d’intenter des poursuites pour des questions relevant du pouvoir de la FERC d’imposer des sanctions civiles s’élevant jusqu’à 1 million de dollars par jour dans des cas de manipulation du marché et de fraude⁶⁹. La FERC a ouvert 17 nouvelles enquêtes et a obtenu des sanctions monétaires et une restitution de profits injustifiés totalisant 29 millions de dollars. Les cas notables sont décrits brièvement cidessous.

A. BP America Inc. et al.

Le 5 août 2013, la FERC a ordonné à la BP America Inc., à la BP Corporation North America Inc., à la BP America Production Company et à la BP Energy Company (nom collectif : BP) de justifier les raisons pour lesquelles BP ne devrait pas : (1) être accusée d’avoir manipulé illégalement un marché de gaz naturel à Houston de septembre à novembre 2008; (2) ne devrait pas se voir fixer des sanctions totalisant 28 millions de dollars; (3) une restitution de 800 000 dollars pour profits illicites⁷⁰. 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. Le 15 mai 2014, la FERC a rejeté la demande de BP pour révoquer la procédure citant l’existence de véritables questions litigieuses concernant un fait important et a ordonné la tenue d’une audience.

Le 13 juin 2014, BP a présenté une demande d’une nouvelle audience de l’ordonnance de la FERC rejetant la motion de BP de révoquer la procédure et d’ordonner une audience publique. BP a fait valoir que l’ordonnance élargit de manière inappropriée la compétence de la FERC audelà des limites obligatoires de la Natural Gas Act. La FERC a émis une ordonnance le 14 juillet 2014 acceptant la demande de nouvelle audience du BP à la seule fin d’allouer du temps supplémentaire à l’examen des questions soulevées sans aborder la demande précise de BP que la FERC réentende l’ordonnance du 15 mai 2014. La FERC a également expliqué que la demande précise de nouvelle audience serait abordée dans une prochaine ordonnance⁷¹.

Le 22 septembre 2014, le personnel de l’Office of Enforcement de la FERC a présenté le témoignage de trois témoins qui ont analysé les activités commerciales de BP pendant la période en question⁷². Tous les témoins ont convenu que BP s’était livrée à de la manipulation, en citant, entre autres, la modification importante de l’activité commerciale de BP à la suite de l’ouragan Ike, de septembre à novembre 2008. L’audience devant les JOA devrait commencer le 30 mars 2015, et la première décision des JOA devrait être publiée au plus tard le 14 août 2015.

B. Lincoln Paper and Tissue et al.

Le 29 août 2013, la FERC a émis des ordonnances⁷³ 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 que ces parties ont manipulé la réaction de la demande des marchés des exploitants indépendants de réseau de la Nouvelle-Angleterre⁷⁴. Les ordonnances demandaient également une restitution de profits illicites d’environ 380 000 dollars à Lincoln et de 170 000 dollars à CES.

Le 2 décembre 2013, la FERC a déposé des requêtes à la Cour de district fédéral du Massachusetts visant à obtenir des ordonnances confirmant l’imposition de sanctions à Lincoln, CES et Silkman⁷⁵. La FERC a sollicité cette exclusion à la Cour fédérale du district alors que les parties visées n’avaient pas payé les sanctions dans les 60 jours alloués.

Le 14 février 2014, Lincoln a présenté une motion pour rejeter la requête de la FERC, en faisant valoir que : (1) la requête de la FERC pour des sanctions civiles est prescrite par le délai de prescription de cinq ans à l’article 2496; (2) la FERC n’a pas la compétence suffisante à l’égard de la conduite de Lincoln; (3) que la FERC n’a pas fourni un préavis raisonnable de la conduite qu’elle juge maintenant inappropriée; (4) la plainte de la FERC ne plaide pas sa requête avec particularité⁷⁶. 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 parce que les États ont le contrôle exclusif de la réglementation sur la réaction de la demande en vertu de 16 U.S.C. § 824(a)⁷⁷.

Le 2 juin 2014, la FERC a présenté une motion pour suspendre la procédure à la lumière de la décision rendue par la cour d’appel des États-Unis pour le circuit du District de Columbia, dans Elec. Power Supply Ass’n v. FERC⁷⁸ (ordonnance n^o 745, présentée cidessous), qui a annulé la règle finale de la FERC sur la compensation de la réaction de la demande dans les marchés organisés de vente d’énergie en gros⁷⁹. Toutefois, le juge de la cour de district a rejeté la motion de suspension de la FERC.

C. Barclay’s Bank PLC

Le 16 juillet 2013, la FERC a imposé des sanctions civiles 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 2008⁸⁰. 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 révoquer la requête de la FERC⁸¹. 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 FERC a déposé un dossier s’opposant à la demande de rejet de Barclays et des négociants individuels le 14 février 2014, et Barclay a, par conséquent, déposé un dossier de réponse le 21 mars 2014⁸². La motion est encore en instance devant la Cour.

D. Enquêtes, règlements et procédure en matière de transactions jusqu’à la congestion

La FERC s’est également concentrée sur une enquête sur « l’agiotage » des règles du marché dans le réseau PJM en vertu de la règle antimanipulation, en ce qui concerne ce qu’on appelle les transactions jusqu’à la congestion. La FERC définit les transactions jusqu’à la congestion comme étant un produit qui permet à un commerçant de tirer un profit s’il y a un écart de prix de congestion entre deux nœuds change de manière favorable entre le marché du lendemain (MDL) et le marché en temps réel (MTR)⁸³. Pour qu’il soit profitable, le changement de l’écart doit dépasser les coûts de l’échange. Les enquêtes et règlements notables sont présentés cidessous.

1. Oceanside Power, LLC

En 2013, la FERC a réglé les allégations que Oceanside Power, LLC et un commerçant individuel (« Oceanside ») contrevenaient à la règle antimanipulation en effectuant présumément des transactions jusqu’à la congestion sur les marchés du réseau PJM, conçues pour sembler être des écarts d’échange dans le but de recevoir des versements dans le cadre de la « Marginal Loss Surplus Allocation » (MLSA), prévus dans le tarif du réseau PJM⁸⁴. Oceanside a accepté de payer une sanction civile de 51 000 dollars et de restituer 29 563 $, plus les intérêts⁸⁵. Le commerçant a également accepté de ne pas faire d’échange sur les marchés de l’électricité réglementés par la FERC, ou pour des produits ou des instruments s’appuyant sur le prix de l’électricité pour une année.

2. Powhatan Energy Fund, LLC

Le 17 décembre 2014, la FERC a rendu une ordonnance de justification et d’avis de proposition de sanction contre Powhatan Energy Fund, LLC, HEEP Fund Inc. CU Fund Inc. et le commerçant principal des sociétés (collectivement, les « intimés de Powhatan »)⁸⁶. L’ordonnance alléguait que les intimés de Powhatan s’étaient livré à des pratiques de négociation manipulatrices jusqu’à la congestion en passant des transactions jusqu’à la congestion aux extrémités opposées des mêmes circuits, pour les mêmes volumes, au cours des mêmes heures, dans le but de créer l’illusion d’une véritable négociation jusqu’à la congestion et ainsi obtenir de gros montants dans le cadre de la MLSA, que le réseau PJM distribuait à ce moment aux transactions jusqu’à la congestion avec un transport payé. L’ordonnance proposait également des sanctions civiles totalisant près de 29 millions de dollars contre les sociétés et 1 million de dollars contre le commerçant⁸⁷. Les intimés de Powhatan ont demandé d’avoir jusqu’au 16 février 2015 pour justifier la raison pour laquelle ils ne devraient pas être jugés comme ayant contrevenu à la règle antimanipulation et se voir imposer une sanction à ce titre.

L’ordonnance de justification et l’avis de proposition de sanction sont émis après des mois de mécontentement public entre les intimés de Powhatan et la FERC. Le 5 août 2014, la FERC a émis un avis d’infraction présumée contre les intimés de Powhatan invoquant des infractions à la loi antimanipulation fondées sur des négociations jusqu’à la congestion⁸⁸. Plus tôt en 2014, au cours d’une démarche sans précédent, Powhatan a lancé un site Web répondant publiquement à un avis préliminaire non public d’infraction⁸⁹ invoquant les mêmes infractions présentées dans l’avis d’infraction présumée. Le site Web présentait un résumé des communications entre la FERC et les représentants juridiques de Powhatan, des documents de position et des vidéos d’experts ainsi que d’autres documents liés à la défense de Powhatan. Sur le site Web, on prétendait que l’enquête de la FERC contrevenait à l’application régulière de la loi parce qu’il n’y avait aucune règle préexistante de la FERC stipulant que les transactions étaient illégales. Powhatan a également prétendu que le Fund a effectué la transaction en question de manière ouverte et transparente, sans dissimulation ou fausse déclaration, et que de telles mesures pour tirer avantage des failles du marché ne sont pas manipulatrices⁹⁰.

3. City Power Marketing, LLC

Le 25 août 2014, la FERC a émis un avis d’infraction présumée contre City Power Marketing, LLC (« City Power ») et son propriétaire principal pour une manipulation présumée liée aux transactions jusqu’à la congestion sur le marché régional du réseau PJM de 2010 à 2014⁹¹. Dans l’avis, la FERC a également allégué que City Power avait fait de fausses déclarations et avait omis de l’information pertinente pendant l’enquête⁹². L’enquête est en cours.

VII. Réaction de la demande

Le 23 mai 2014, pour le circuit du District de Columbia a annulé dans sa totalité l’ordonnance 745 de la FERC par un vote de 2 contre 1⁹³. L’ordonnance 745 exige des Regional Transport Organizations et des Independant System Operators de payer aux fournisseurs de ressources rentables à la demande dans leurs ventes d’électricité en gros du prochain jour ouvrable et en temps réel la totalité du coût marginal en fonction du lieu (CML) utilisé pour indemniser les fournisseurs d’énergie sur ce marché.

La Cour a annulé l’ordonnance 745 au titre de deux motifs distincts. La Cour a d’abord soutenu que l’ordonnance régissait directement les marchés de détail qui ne s’inscrivent pas dans le cadre de compétence de la FERC. La Cour a rejeté l’argument de la FERC voulant qu’elle avait les pouvoirs légaux de fixer les taux de réaction de la demande dans les marchés de gros parce que la Federal Power Act autorise la FERC à s’assurer que l’ensemble des règles et règlements qui « ont une incidence … sur les tarifs » en lien avec la vente en gros d’électricité sont « justes et raisonnables ». La Cour a jugé que la réaction de la demande suppose la participation des consommateurs sur le marché et leur décision d’acheter ou non l’électricité sur le marché du détail et le degré de consommation d’électricité sur le marché du détail, qui en découle, s’inscrit dans la portée exclusive de la réglementation de l’État.

Ensuite, la Cour a jugé que, même si la FERC avait compétence pour adopter l’ordonnance 745, celle-ci était « arbitraire et capricieuse » et incompatible avec l’Administrative Procedure Act. La FERC n’a pas répondu directement à l’opinion dissidente du commissaire Moeller de la FERC à l’égard de l’ordonnance 745, qui alléguait que le mécanisme de paiement du CML prévu dans l’ordonnance 745 donnait lieu à une surcompensation des ressources de la demande, parce qu’en plus de se voir remboursés la totalité du CML, les fournisseurs de ressources à la demande peuvent conserver les économies réalisées pour avoir évité le coût de production au détail.

En dissidence, M. le juge principal de circuit Edwards a critiqué la décision majoritaire de ne pas s’en remettre à l’interprétation de la FERC de la Federal Power Act. Selon le juge Edwards, la Federal Power Act n’est pas claire quant à la question de savoir si la réaction de la demande relève de la compétence de la FERC à l’égard de la vente d’électricité en gros. Compte tenu de cette ambiguïté, le juge Edwards a conclu que la Cour aurait dû s’en remettre à l’interprétation admissible de la Federal Power Act par la FERC. Le juge Edwards s’en serait également remis à la FERC en ce qui a trait à son mandat, selon lequel les ressources de la demande pour faire baisser la consommation d’électricité doivent recevoir la totalité du CML, estimant que la défense de la FERC relativement au mécanisme de paiement du CML est adéquate.

Le solliciteur général des ÉtatsUnis, qui représente la FERC devant la Cour suprême, a présenté une requête de certiorari auprès de la Cour suprême des États-Unis afin de revoir la décision, et a expliqué que les règles de l’ordonnance 745 relatives à la participation des ressources de la demande aux marchés d’électricité en gros sont un « élément constitutif » des marchés « qui sont d’une importance fondamentale au bon fonctionnement de ces marchés et pour garantir des taux équitables et raisonnables pour l’électricité en gros sur ces marchés »⁹⁴.

VIII. Transport ferroviaire du pétrole brut

Les organismes nationaux et étatiques ont pris de nombreuses mesures en 2014 pour réglementer le transport ferroviaire de pétrole brut. Le transport du pétrole brut a beaucoup augmenté étant donné que les producteurs extraient une quantité croissante de pétrole de la région du shale de Bakken. À la suite de nombreux accidents ferroviaires très visibles mettant en cause le pétrole brut de Bakken, la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA) et le département des Transports des ÉtatsUnis (DOT) ont émis deux ordonnances d’urgence importantes et publié un avis de projet de réglementation afin de renforcer la sécurité. En outre, la North Dakota Industrial Commission a émis une ordonnance pour établir des normes de conditionnement pour le pétrole brut avant le transport.

A. Ordonnances d’urgence exigeant une mise à l’essai appropriée, un traitement sécuritaire et un préavis pour les transports de pétrole brut

Le 25 février 2014, l’DOT a émis une ordonnance d’urgence exigeant une mise à l’essai appropriée du pétrole brut avant le transport et prescrivant le traitement sécuritaire du pétrole brut moins dangereux du « groupe d’emballage III »⁹⁵. Plus précisément, l’ordonnance exige que les entreprises offrant du pétrole brut pour le transport : (1) veillent à ce que le pétrole brut fasse l’objet d’essais à une fréquence suffisante et d’une qualité suffisante; (2) traitent les expéditions de pétrole brut comme des matières dangereuses du groupe d’emballage I ou du groupe d’emballage II, même si le pétrole a été classifié comme étant une matière moins dangereuse du groupe d’emballage III.

L’ordonnance a été précédée d’un avis de sécurité le 20 novembre 2013, qui visait à avertir que le pétrole brut de Bakken pouvait être plus inflammable que le pétrole brut lourd traditionnel, et insistait sur l’importance d’une caractérisation, d’une classification et d’une sélection appropriées d’un groupe d’emballage pour les liquides inflammables tels que le pétrole brut. Conformément à l’avis de sécurité, l’ordonnance expliquait qu’une classification erronée pouvait mener à « l’utilisation de contenants non autorisés qui ne présentent pas les mesures de sécurité accrues nécessaires pour transporter de manière sécuritaire les matières du groupe d’emballage I et du groupe d’emballage II »⁹⁶. La PHMSA avait émis une proposition de 93 000 $ en sanctions civiles plus tôt au cours du mois, après que des enquêtes sur le pétrole brut de Bakken, dans le cadre de la « classification des opérations » de l’organisme, aient révélé que les entreprises avaient classifié les expéditions de manière inappropriée⁹⁷.

L’DOT a émis une autre ordonnance d’urgence le 7 mai 2014 exigeant que les transporteurs ferroviaires qui transportent au moins un million de gallons de pétrole brut de Bakken dans un seul train informent les premiers intervenants des villes et des collectivités où passe le train⁹⁸. L’ordonnance exige que ces transporteurs ferroviaires avisent la State Emergency Response Commission (SERC) dans chaque État où ils exercent des activités et qu’ils fournissent des données sur le volume prévu, la fréquence et l’itinéraire de transport de ces expéditions. L’ordonnance exige également que les transporteurs présentent dans leurs avis des renseignements pour l’intervention d’urgence et un point de contact, et qu’ils avertissent également la SERC de tout changement important au volume ou à la fréquence des expéditions par voie ferroviaire.

B. Avis de projet de réglementation pour les « trains transportant des matières inflammables à haut risque »

Le 23 juillet 2014, la PHMSA a émis un avis général de projet de réglementation visant à établir de nouvelles exigences en matière de sécurité pour les « trains transportant des matières inflammables à haut risque »⁹⁹. L’avis de projet de réglementation définit un train transportant des matières inflammables à haut risque comme étant tout train composé d’au moins 20 wagons d’un liquide inflammable de classe 3, et qui toucherait donc principalement les matières expédiées en grande quantité, telles que le pétrole brut et l’éthanol. L’avis de projet de réglementation propose de meilleures normes sur les wagonsciternes, un nouveau programme de classification et de mise à l’essai ainsi que des exigences opérationnelles telles que des limites de vitesse et de meilleurs contrôles de freinage. Il propose également de codifier l’ordonnance d’urgence du 7 mai 2014, qui exige que les transporteurs ferroviaires d’un million de gallons de pétrole brut de Bakken avisent la SERC du volume prévu, de la fréquence et des itinéraires de transport.

Surtout, l’avis de projet de réglementation établirait de nouvelles normes pour les wagonsciternes futurs et propose le retrait progressif des anciens wagonsciternes DOT 111 utilisés dans les trains transportant des matières inflammables à haut risque, à moins que les wagonsciternes soient modifiés pour renforcer la sécurité. L’avis de projet de réglementation était accompagné d’un rapport montrant que le pétrole brut de Bakken tend à être plus volatil et inflammable et donc plus susceptible d’être classifié comme étant un liquide inflammable du groupe d’emballage I.

C. Ordonnance du Dakota du Nord pour établir des normes de conditionnement

Le 9 décembre 2014, la North Dakota Industrial Commission a émis une ordonnance exigeant que les exploitants du Dakota du Nord séparent de manière appropriée les fluides de production en gaz et en liquide avant l’expédition¹⁰⁰. L’ordonnance établit les normes en matière de température et de pression pour l’équipement de conditionnement afin de garantir que les hydrocarbures légers soient retirés de manière appropriée. Si les installations de production utilisent de l’équipement de conditionnement qui ne respecte pas ces normes, l’ordonnance exige que les entreprises garantissent que le pétrole brut ait une pression de vapeur Reid d’au plus 13,7 livres par pouce carré. Enfin, l’ordonnance interdit le mélange d’hydrocarbures légers dans les approvisionnements de pétrole avant l’expédition.

IX. Litiges liés aux marchés de capacité de production électrique

Nous avons déjà mentionné¹⁰¹ que deux ordonnances de la Cour de district fédéral, l’une au New Jersey et l’autre au Maryland, 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 insuffisante¹⁰². Les deux cas ont été confirmés en appel devant les troisième et quatrième circuits, respectivement, et pourraient être examinés par la Cour suprême des États-Unis étant donné que des requêtes de certiorari ont été présentées.

Le 12 septembre 2014, le troisième circuit a jugé que le programme de subventions du New Jersey pour la construction de nouvelles centrales usurpait la compétence de la FERC à l’égard des marchés de l’électricité, confirmant la décision de la Cour de district¹⁰³. La Cour a expliqué que la Federal Power Act donne à la FERC le pouvoir de réglementer les ventes interétatiques de capacité de production électrique, et que les incitatifs constituaient une réglementation inadmissible des taux de capacité, parce qu’ils établissent essentiellement les prix de la capacité. La Cour a relevé la préoccupation des amici pour les demandeurs qu’une décision contre le programme « bloqueraient les démarches entreprises par les États pour développer des ressources d’énergie électrique renouvelables et fiables », mais a relevé que les États sont libres d’utiliser d’autres moyens¹⁰⁴.

La décision a été prise seulement trois mois après que le quatrième circuit ait conclu de manière similaire que le programme du Maryland visant à subventionner les nouvelles centrales d’énergie alimentées au gaz empiétait sur le territoire de la FERC¹⁰⁵. S’appuyant sur une jurisprudence abondante confirmant le pouvoir exclusif de la FERC de réglementer les ventes d’énergie en gros pour le commerce entre États, le quatrième circuit a conclu que l’ordonnance du Maryland était empêchée par le terrain parce que, essentiellement, « elle supplante le taux généré par l’encan avec un autre taux privilégié par l’État¹⁰⁶. La Cour a rejeté l’argument que le programme du Maryland ne fixe pas réellement un taux, et a conclu que, même si les États conservent la capacité de réglementer les centrales, ils ne peuvent exercer ce pouvoir de manière à empiéter sur la compétence exclusive de la FERC à l’égard des tarifs de gros.

Les décisions ne signifient pas que la porte est close pour les incitatifs des États. Le troisième circuit a expliqué que le New Jersey pouvait offrir d’autres incitatifs aux promoteurs, notamment des crédits d’impôt ou des conditions de location avantageuses. L’état pourrait même « subventionner directement les centrales pour autant que les subventions ne fixent pas essentiellement les prix de gros »¹⁰⁷. De la même façon, dans le quatrième circuit, la Cour a expressément relevé que sa décision était limitée au programme du Maryland, et qu’elle ne donnait pas une opinion sur d’autres mesures de l’État pour inciter la nouvelle génération. La Cour a conclu que, de toute évidence, tous les règlements de l’État qui touchent incidemment les marchés fédéraux ne sont pas tous écartés¹⁰⁸.

X. Production de ressources renouvelables et production décentralisée

En 2014, les commissions étatiques sur les services publics de partout aux ÉtatsUnis se sont attaquées à la manière d’intégrer la production décentralisée et la « facturation nette » à la conception tarifaire. Les services publics ont fait valoir que le fait de donner aux consommateurs un crédit pour l’énergie produite avec la production décentralisée (tels que les panneaux solaires résidentiels branchés au réseau) réduisait de manière inéquitable les recettes des services publics. Étant donné que de nombreux coûts des services publics étaient recouvrés avec des tarifs variables par kWh, les services publics ont fait valoir que les utilisateurs de production décentralisée ne payaient pas leur juste part des coûts fixes nécessaires pour offrir l’électricité qu’ils utilisaient. Les défenseurs de la production décentralisée ont répliqué que les prix fixes élevés (jumelés à des prix variables bas) favorisaient la consommation énergétique et permettraient aux services publics d’éviter la concurrence de la production décentralisée. Un taux fixe et d’autres propositions ont été introduits dans de nombreux États, et le Minnesota élabore une solution innovatrice à cette question.

Les chambres législatives et les commissions de service public ont également examiné d’autres mesures pour favoriser l’énergie renouvelable et l’efficacité énergétique. Certains États, tels Washington et le Nevada, ont lancé ou mis en œuvre des mesures visant à réduire les incidences environnementales de la production d’énergie. Par ailleurs, l’Ohio a adopté une loi visant à limiter l’énergie éolienne et a réduit les objectifs relatifs à l’énergie renouvelable.

A. Changement des taux en réaction à la production décentralisée

En 2014, les services publics ont proposé une augmentation des taux fixes dans de nombreux États en réaction à une utilisation accrue de la production décentralisée. Au Wisconsin, Madison Gas and Electric avait proposé une augmentation des taux fixes résidentiels de 10,50 $ par mois en 2014 à 67,00 $ en 2017, tout en diminuant les taux variables de plus de 67 %¹⁰⁹. Après un litige avec la Citizen’s Utility Board du Wisconsin, le service public a modifié le plan afin d’augmenter le taux fixe à 22 $ en 2015 et de réduire seulement légèrement les frais par kWh¹¹⁰. D’autres services publics du Wisconsin ont également adopté une augmentation des frais fixes de 7 $ à 15 $ par mois¹¹¹.

En Arizona, où le climat convient parfaitement à la production décentralisée d’énergie solaire, l’Arizona Corporation Commission a approuvé un vote de 3 contre 2 de nouveaux frais pour les utilisateurs de production décentralisée pour aider à recouvrer les coûts fixes des services publics¹¹². Les utilisateurs seront facturés 0,70 $ par kW par mois¹¹³. L’Arizona a également commandé un nouveau rôle pour examiner les coûts et les avantages de la production décentralisée. Les commissaires dissidents ont fait valoir que le nouveau tarif ne représentait qu’une petite portion du coût fixe qui est reporté aux consommateurs qui n’utilisent pas la production décentralisée¹¹⁴.

En Californie, la Public Utility Commission a mis en œuvre certains changements à son programme de production décentralisée prescrits par une loi de 2013. La Commission a jugé que la production décentralisée aurait droit à une structure d’indemnisation en vigueur au moment de l’installation pendant 20 ans afin de favoriser l’investissement en offrant des revenus stables¹¹⁵. En 2015, la Commission apportera d’autres changements à la conception tarifaire¹¹⁶. (Ces initiatives en Californie sont présentées plus en détail cidessous.) À Hawaï, un autre État où la production d’énergie solaire est importante, la Hawaiian Electric Co. a proposé d’augmenter les frais fixes à 61 $ par mois et d’ajouter des frais de 16 $ pour brancher la production décentralisée d’énergie solaire au réseau¹¹⁷.

En Iowa, le conflit à l’égard de la production décentralisée s’est rendu devant les tribunaux. En effet, Interstate Power and Light Co. a contesté le droit des consommateurs de répondre à leurs besoins énergétiques avec la production décentralisée dans le territoire exclusif du service public¹¹⁸. En juillet 2014, l’Iowa Supreme Court a jugé que l’entreprise d’énergie solaire sur place en question n’était pas réglementée en tant que service public et pouvait donc vendre son électricité à la ville de Dubuque¹¹⁹.

La New York Public Service Commission a amorcé une instance afin d’examiner la possibilité de transformer les pratiques des services publics dans le but d’améliorer l’efficacité, de faciliter les choix du client et de tenir compte des nouvelles techniques de production et de distribution¹²⁰, que l’on présente ci-dessous. Par ailleurs, la Colorado Public Utility Commission a entamé une procédure pour obtenir des commentaires sur les répercussions de la facturation nette et d’autres approches à l’égard de la production décentralisée¹²¹.

B. Le Minnesota met en œuvre une nouvelle formule pour calculer la « valeur de l’énergie solaire »

En 2014, le Minnesota a pressé la mise en œuvre de la loi de 2013, qui exige que les services publics aient l’option d’offrir aux utilisateurs de la production décentralisée une remise fondée sur la « valeur de l’énergie solaire » plutôt que fondée sur le taux variable habituel par kWh. Cette valeur tient compte séparément du coût évité du carburant, des activités fixes et variables d’exploitation et d’entretien, de la capacité et des frais de distribution évités ainsi que du coût écologique évité¹²². Le département du Commerce du Minnesota a présenté une méthode détaillée de calcul de chaque élément de ce coût¹²³. Toutefois, jusqu’ici, la Public Utilities Commission a refusé d’utiliser le prix selon la valeur de l’énergie solaire; elle a plutôt opté pour une étude approfondie¹²⁴.

En vertu de la loi de 2013 du Minnesota, les clients de l’énergie solaire doivent être facturés pour la consommation brute d’électricité au tarif standard pour l’électricité, puis recevoir un crédit pour la production d’énergie solaire en fonction de la valeur de l’énergie solaire¹²⁵. Le programme ne vise pas à être un incitatif pour mettre en place la production décentralisée. Il vise plutôt à estimer de manière impartiale l’énergie provenant de la production décentralisée afin de garantir des signaux du marché efficaces et d’éliminer l’interfinancement de la production décentralisée par la production traditionnelle¹²⁶.

C. Autres propositions d’États relatives à l’énergie renouvelable et à l’efficacité énergétique

En 2014, des États et des localités ont examiné d’autres questions liées aux énergies renouvelables et à l’efficacité énergétique. L’Arizona a approuvé une augmentation du tarif de 0,01 $ par kWh afin de couvrir les coûts de la production d’énergie renouvelable nécessaire pour remplir un mandat de l’État¹²⁷. Dans l’État de Washington, un décretloi a convoqué un groupe de travail afin de recommander des mécanismes du marché pour atteindre les seuils de réduction des émissions de carbone établis par la Pacific Coast Collaborative¹²⁸. Par ailleurs, la législature de l’Ohio a présenté des projets de loi pour restreindre les initiatives environnementales, exigeant que les éoliennes soient installées plus loin de la propriété adjacente¹²⁹ et réduisant les mandats en matière « d’énergie de pointe » et d’autres énergies renouvelables¹³⁰.

XI. Nouvelles Plateformes de distribution d’électricité

A. La réforme de la vision de l’énergie de la New York Public Service Commission

En décembre 2013, la New York Public Service Commission (NYPSC) a annoncé un réexamen complet des paradigmes réglementaires et des marchés des réseaux d’électricité, afin d’étudier la façon dont les programmes d’énergie propre et la réglementation des services de distribution atteignent ses objectifs stratégiques¹³¹. À la suite de l’ordonnance de la NYPSC, le New York State Energy Planning Board a publié une version provisoire du 2014 State Energy Plan, qui demandait que la NYPSC favorise et facilite les nouveaux modèles commerciaux énergétiques pour les services publics, les sociétés de services énergétiques et les clients afin d’être indemnisés pour les activités qui contribuent à l’efficacité du réseau.

Par la suite, la NYPSC a engagé la procédure 14-M-0101, Reforming the Energy Vision (REV) (la réforme de la vision de l’énergie). Dans son ordonnance, la Commission décrivait les objectifs stratégiques fondamentaux des connaissances du consommateur, la stimulation du marché, l’efficacité globale du système, la diversité des carburants et des ressources, la fiabilité et la résilience du système, et expliquait que la réduction des émissions de carbone était également sousentendue dans ses objectifs¹³². Pour appuyer la procédure 14-M-0101, le personnel de la NYPSC a préparé une proposition énonçant un cadre préliminaire pour la REV, qui recommandait que les services publics modifient leurs activités et deviennent des fournisseurs de plateformes pour systèmes répartis (Distributed System Platform Providers – DSPP)¹³³. En tant que DSPP, le service public gérerait et coordonnerait activement la répartition des sources d’énergie ou produirait, à partir de ressources plus modestes, de l’électricité qu’il amènerait au système. La Staff Proposal affirme qu’une telle démarche permettrait d’atteindre plus efficacement les objectifs stratégiques de la NYPSC.

Pour accompagner l’ordonnance de la REV, la NYPSC a entamé, en mai, une procédure (dossier 14-M-0094) pour aborder l’avenir des programmes d’énergie propre de New York actuellement financés par une surtaxe sur la portion « distribution » des factures de services publics des clients. Le nouveau « Fonds pour l’énergie propre » (FEP) proposé vise à garantir la prestation et la continuité des programmes d’énergie propre, une meilleure efficacité des programmes et la gestion de la transition des programmes actuels, tels que la redevance au profit du réseau, la norme d’inclusion des ressources renouvelables et la norme pour un portefeuille d’efficacité énergétique afin de mieux tenir compte de l’approche axée sur les résultats du marché envisagée par la REV. Selon la version provisoire de la déclaration environnementale préparée pour la REV et le FEP, le but ultime des deux programmes proposés consiste à transformer la manière dont l’État de New York produit, distribue et gère l’énergie et, ce faisant, réduire la dépendance de l’État sur les combustibles fossiles, améliorer la fiabilité et la résilience du système, réduire la pollution environnementale nocive et diminuer les coûts globaux en énergie dans tous les secteurs de l’économie¹³⁴.

La NYPSC a adopté un modèle en deux phases pour le dossier 14-M-0101. La première phase porte sur les questions liées au concept et à la faisabilité d’un DSPP, tel qu’il est décrit dans le cadre préliminaire du personnel de la NYPSC. La deuxième phase est axée sur les modifications à la réglementation et les questions de tarification. Des groupes de travail ont été formés et travaillent sur les deux phases.

En ce qui concerne la première phase, le personnel de la NYPSC a publié une autre proposition d’orientation le 22 août 2014. Des commentaires ont été formulés par les parties intéressées, et la NYPSC a expliqué qu’elle prévoit prendre une décision concernant la politique générale en 2015. En ce qui concerne la deuxième phase, les parties prenantes ont répondu à une série de questions, et le personnel de la NYPSC travaille maintenant sur une proposition d’orientation finale sur les questions de réglementation et de tarification.

La NYPSC a effectué un établissement de l’importance, et a relevé que les mesures de la REV et du FEP pourraient avoir au moins une répercussion négative sur l’environnement. Elle a donc demandé la préparation d’un énoncé des incidences environnementales (EIS). Une version provisoire de l’EIS a été publiée le 14 octobre 2014.

B. Réglementation de la Californie sur les ressources distribuées

Pendant plus d’une décennie, la politique de la Californie exigeait de chacun de ses services publics d’électricité appartenant au secteur public d’examiner la distribution des ressources énergétiques n’appartenant pas aux services publics comme possibilité de solution de rechange aux investissements dans son réseau de distribution afin de garantir un service d’électricité fiable au coût le plus bas possible¹³⁵. En 2013, la législature a adopté l’article 769 du code des services publics, exigeant que les services publics appartenant au secteur privé présentent des propositions pour la distribution des ressources (PDR) à la California Public Utilities Commission (CPUC). L’article 769 exige que les services publics appartenant au secteur privé présentent des PDR qui reconnaissent le besoin d’investissements, intègrent la distribution de ressources énergétiques rentables et pour la reconnaissance des obstacles au déploiement de la distribution des ressources énergétiques. La CPUC est autorisée à modifier et à approuver la PDR d’un service public appartenant au secteur privé, selon ce qu’il convient pour réduire les coûts globaux du système et maximiser les avantages pour les contribuables découlant des investissements dans les ressources distribuées¹³⁶.

En août 2014, la CPUC a adopté la réglementation 14-08-013 afin d’établir des politiques, des procédures et des règles pour orienter les services publics appartenant au secteur privé dans l’élaboration de leurs PDR, et pour examiner, approuver ou modifier et approuver les plans. Les plans visent à commencer le processus d’amener les services publics appartenant au secteur privé vers une intégration plus complète de la distribution des ressources énergétiques à la planification, aux opérations et aux investissements du réseau de distribution. L’article 769 exige que les PDR fournissent un plan pour l’intégration d’une distribution rentable des ressources énergétiques à la planification et aux opérations des réseaux de distribution électrique des services publics appartenant au secteur privé dans le but d’apporter des avantages nets aux contribuables. Dans leur PDR, les services publics appartenant au secteur privé doivent définir les critères servant à déterminer ce qui constitue un emplacement optimal pour le déploiement de la distribution des ressources énergétiques, puis pour déterminer les valeurs particulières de l’emplacement pour la distribution des ressources énergétiques, les tarifs augmentés ou nouveaux et les programmes pour appuyer un déploiement efficace de la distribution des ressources énergétiques, et l’élimination des obstacles particuliers au déploiement de la distribution des ressources énergétiques.

Les services publics appartenant au secteur privé devaient répondre (et d’autres parties intéressées étaient invitées à répondre) à des questions précises liées à la mise en œuvre de l’article 769 et à un projet de document pour structurer le cadre énergétique de la Californie à l’égard de la distribution des ressources énergétiques. Des commentaires ont été formulés, et un atelier a été organisé en septembre. Les services publics appartenant au secteur privé présenteront leurs PDR en juillet 2015, et l’approbation finale des PDR par la CPUC est prévue vers la fin du premier trimestre de 2016.

XII. Stockage énergétique

A. Progrès fédéraux

1. Département de l’Énergie

En décembre 2013, le département de l’Énergie des ÉtatsUnis (DOE) a publié un rapport intitulé « Grid Energy Storage » (stockage énergétique du réseau), dans lequel il aborde l’importance des systèmes de stockage énergétique dans la modernisation du réseau électrique des ÉtatsUnis. Dans le rapport, on aborde la nécessité de moderniser le réseau électrique pour aider le pays à relever le défi du changement climatique en s’appuyant davantage sur l’énergie provenant de sources renouvelables, tout en maintenant un réseau de distribution de l’électricité robuste et résilient. Plus précisément, dans le rapport on mentionne :

Les systèmes de stockage énergétique (SSE) joueront un rôle important pour relever ces défis en améliorant les capacités de service du réseau ainsi qu’en atténuant les investissements en infrastructures. Les SSE peuvent régler les questions avec le choix du moment, le transport et la distribution de l’électricité, tout en réglementant également la qualité et la fiabilité de l’énergie produite par des sources traditionnelles et variées d’énergie. Les SSE peuvent également contribuer à la préparation aux urgences¹³⁷.

Dans le rapport, on a conclu que la modernisation du réseau nécessitera un déploiement important de stockage énergétique. Citant un rapport de Cambridge Energy Research Associates, d’Information Handling Services, l’DOE a expliqué que le commerce du stockage énergétique pourrait passer de 200 millions de dollars en 2012 à une industrie de 19 milliards de dollars d’ici 2017¹³⁸.

En outre, en décembre 2014, l’DOE a publié un rapport sur la sécurité et la fiabilité du stockage énergétique – l’un des principaux défis cernés dans le rapport intitulé « Grid Energy Storage », lié au déploiement généralisé du stockage énergétique¹³⁹. Dans le rapport, on a établi trois composantes de la sécurité : (1) l’ingénierie système et les techniques de validation; 2) l’intervention en cas d’incident; 3) la normalisation de la détermination de la sécurité sous forme de codes, de normes et de règlements. Dans le rapport, on a exploré chaque composante dans l’optique des pratiques actuelles et des pratiques exemplaires à venir, dans le but ultime d’élaborer une feuille de route de haut niveau pour permettre le déploiement sécuritaire du stockage énergétique.

B. Propositions d’États à l’égard du stockage

1. Californie

La Californie a pris les devants pour intégrer le stockage énergétique à ses services publics d’électricité et à la planification des ressources des fournisseurs d’énergie. En 2010, la législature de la Califnorne a adopté la loi AB 2514¹⁴⁰ donnant la directive à la CPUC de déterminer les objectifs appropriés, le cas échéant, pour que chaque fournisseur d’électricité se procure des systèmes viables de stockage énergétique (SSE), et de fixer des dates pour les objectifs jugés appropriés d’atteindre. En vertu de la loi AB 2514, un SSE est défini comme étant une technologie offerte sur le marché, capable d’absorber de l’énergie, de la stocker pour une période, puis d’acheminer l’énergie. Pour être reconnu comme étant un SSE en vertu de la loi AB 2514, le système de stockage doit également posséder d’autres caractéristiques définies, notamment être rentable et soit réduire les émissions de gaz à effet de serre, réduire la demande de production d’électricité en période de pointe, reporter ou remplacer un investissement dans une ressource de production, de transport ou de distribution, ou améliorer l’exploitation fiable du transport d’électricité ou du réseau de distribution d’électricité¹⁴¹.

En décembre 2010, la CPUC a présenté une réglementation¹⁴² pour mettre en œuvre les dispositions de la loi AB 2514. Par la suite, en octobre 2013 (Decision (D.) 13-10-040), la CPUC a établi des cibles d’approvisionnement pour chacun des services publics appartenant au secteur privé, et des exigences d’approvisionnement pour les autres fournisseurs d’électricité¹⁴³. La CPUC a ordonné que d’ici 2020, les trois principaux services publics appartenant au secteur privé fournissent un total de 1,35 GW de stockage (580 MW chacun pour la Southern California Edison Company (SCE) et la Pacific Gas and Electric Company (PG&E), et 165 MW pour la San Diego Gas & Electric Company (SDG&E)). Des objectifs individuels ont été établis pour chaque service public pour les années 2014, 2016, 2018 et 2020, ainsi que pour chaque point d’interconnexion (c.àd. transport, distribution et client (derrière le compteur)).

Le 28 février 2014, les trois services publics appartenant au secteur privé ont présenté des demandes d’approbation de leurs plans d’approvisionnement de stockage respectifs. Dans sa présentation¹⁴⁴, SDG&E a souligné qu’en fonction des projets existants, elle se conforme déjà aux cibles d’approvisionnement de 2014 pour les domaines du transport et du client, et qu’elle se conforme au domaine de la distribution si elle choisit de transférer de l’énergie entre les domaines ou de reporter l’approvisionnement, comme le permet D.13-10-040. Toutefois, pour les domaines du transport et de la distribution, la SDG&E a expliqué qu’elle planifie encore mener des appels d’offres pour le cycle de 2014, afin d’obtenir un stockage rentable et viable. Elle a expliqué qu’elle souhaite obtenir 10 MW en capacité locale et souple (transport raccordé), 2 MW de capacité locale et souple (distribution raccordée) et 4 MW en distribution fiable/qualité énergétique, mais qu’elle pourrait en obtenir plus ou moins selon les offres reçues. La SDG&E a joint à sa demande une proposition de contrat d’achat ferme d’énergie pour le système de stockage d’énergie (Energy Storage System Power Purchase Tolling Agreement).

La PG&E a également présenté sa demande¹⁴⁵. La D.13-10-040 a approuvé au préalable certains projets de transport, de distribution et de stockage énergétique des clients, pour lesquels la PG&E avait déjà exécuté des contrats ou auxquels elle participait autrement. La PG&E a expliqué qu’elle entendait compter les projets en cours dans ses objectifs pour 2014. Le fait d’inclure ces projets réduira le stockage de la distribution de la PG&E pour 2014 de 8,5 MW, ce qui laisse un approvisionnement total pour 2014 de 21,5 MW, et réduira également sa cible d’approvisionnement lié aux clients de 3,5 MW, ce qui entraînera une cible totale pour les clients en 2014 de 6,5 MW. La PG&E a également expliqué qu’elle a obtenu 150 MW de stockage de transport approuvé au préalable pour les prochaines cibles d’approvisionnement en stockage énergétique entre 2016 et 2020. La PG&E prévoit que 38 MW seront utilisés pour compenser les cibles de stockage énergétique lié au transport en 2016, 49 MW en 2018 et 63 MW en 2020. La PG&E a expliqué qu’elle entendait répondre aux autres exigences en matière de stockage énergétique au moyen d’un processus d’appel d’offres, mais se réserve le droit d’utiliser également d’autres moyens.

La SCE a expliqué qu’elle entendait atteindre son objectif de SSE de 90 MW d’approvisionnement en stockage énergétique en 2014, et qu’elle pourrait obtenir un stockage additionnel¹⁴⁶. La demande de la SCE établissait certains objectifs existants de stockage qui peuvent compter dans les cibles d’approvisionnement de la SCE. La SCE a joint un accord de stockage énergétique pro forma (Pro Forma Energy Storage Agreement) à sa demande, et a expliqué qu’elle n’entendait pas se limiter à acheter du stockage au moyen d’un processus concurrentiel, mais qu’elle planifiait explorer des possibilités de contrats bilatéraux ainsi que le stockage appartenant au service public.

Les DP ont été publiées en décembre 2014.

En septembre 2013, la California ISO (CAISO), la CPUC et la California Energy Commission ont annoncé qu’elles créaient un partenariat pour élaborer une feuille de route conjointe pour le stockage énergétique afin de faire progresser le stockage énergétique en Californie. La feuille de route proposera des mesures et des emplacements pour surmonter les obstacles liés au stockage. À partir des commentaires reçus de diverses parties prenantes, une version provisoire de la feuille de route a été présentée au début d’octobre, et un atelier a été organisé le 13 octobre pour discuter de la version provisoire et obtenir des commentaires¹⁴⁷. La feuille de route définitive était terminée à la fin de 2014¹⁴⁸.

Les objectifs de stockage établis dans D.13-10-040 pour la SCE font uniquement partie des plans de stockage énergétique de la SCE. Un SSE est également exploré dans le cadre du processus de planification de l’approvisionnement à long terme du service public. Au cours de la même période générale où la CPUC publiait sa réglementation sur le stockage énergétique (R.10-12-007), la CPUC examinait également son processus de planification de l’approvisionnement à long terme (PPALT) pour la décennie de 2012 à 2022¹⁴⁹. La CPUC a divisé le PPALT de 2012 en quatre volets, dont deux sont pertinents ici. D’abord, la CPUC a expliqué qu’elle examinerait s’il existe un besoin local de ressources au cours des prochaines années. Le premier volet examine le besoin local pour deux domaines de capacité locale de la SCE – le bassin de Los Angeles et Big Creek/Ventura. Les besoins de capacité locale à long terme de la SCE devraient beaucoup augmenter en raison du retrait de 4 900 MW de générateurs de vapeur dans le bassin de Los Angeles, qui utilisent la réfrigération à passage unique¹⁵⁰.

En février 2013, la CPUC a publié la D.13-02-015 sur la première étape de l’approvisionnement pour les besoins de capacité locale. La Commission a autorisé la SCE à se procurer entre 1 400 MW et 1 800 MW de capacité électrique dans le soussecteur de West Los Angeles, et entre 215 MW et 290 MW dans le soussecteur de Moorpark. Des 1 800 MW autorisés, la Commission a exigé qu’au moins 50 MW proviennent de ressources de stockage énergétique, et a expliqué que 750 MW additionnels de nouvelle capacité pourraient être fournis à partir du stockage énergétique.

Ensuite, la CPUC a également établi qu’un quatrième volet fasse partie d’un PPALT, afin d’examiner les répercussions du retrait prématuré de la San Onofre Nuclear Generating Station (SONGS) sur les besoins de fiabilité locaux. La SCE a expliqué qu’elle entendait établir un programme pilote ciblant les sousstations de transport dans les secteurs très touchés par le retrait de la SONGS afin d’acquérir jusqu’à 400 MW en ressources préférentielles à des prix concurrentiels ou par un SSE pour répondre à ses besoins de fiabilité.

Le 5 novembre 2014, la SCE a annoncé qu’elle avait conclu des marchés pour 2 221 MW d’énergie en vertu de la D.13-02-015. De ce total, la SCE a conclu des marchés avec des fournisseurs de stockage pour 260 MW, ce qui suppose 24 marchés distincts, soit cinq fois le nombre exigé par la CPUC dans la D.13-02-015 pour les ressources de stockage énergétique.

2. New York

Conformément à son accord d’exploitation¹⁵¹ avec la Long Island Power Authority (LIPA), PSEG-Long Island doit présenter un plan 2.0 du service public (Utility 2.0 Plan) à la LIPA, afin de le faire approuver. Le 1^er juillet 2014, PSEG-Long Island a publié son plan¹⁵², qui a ensuite été modifié en octobre. Le plan comprend 5 MW par 25 MWh de stockage sur batterie sur la fourche sud de Long Island, qui appartiendrait à PSEG-Long Island et serait exploité par PSEG-Long Island. Auparavant, en 2013, la LIPA a lancé sa propre DP¹⁵³ pour environ 150 MW de stockage énergétique. Aucune mesure n’a été prise jusqu’ici.

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

1. Procedures for Liquefied Natural Gas Export Decisions, 79 Fed Reg 48,132 (2014).
2. Ibid à 48,133.
3. Ibid à 48,135.
4. Ibid.
5. Sierra Club v FERC, N^o 14-1249 (cour d’appel de circuit du district fédéral de Columbia, déposé le 17 novembre 2014); Sierra Club v FERC, N^o 14-1190 (cour d’appel de circuit du district fédéral de Columbia, déposé le 29 septembre 2014).
6. Executive Office of the President, The President’s Climate Action Plan (juin 2013), en ligne : The White House <http://www.whitehouse.gov/sites/default/files/image/president27sclimateactionplan.pdf>.
7. Coral Davenport, Obama Builds Environmental Legacy with 1970 Law (26 novembre 2014), en ligne : New York Times <http://nyti.ms/1Ft87H6>.
8. Carbon Pollution Emission Guidelines for Existing Stationary Sources: Electric Utility Generating Units, 79 Fed Reg 34,830 (2014).
9. Robert S. Fleishman, “The Washington Report,” Energy Regulation Quarterly (5 mai 2014), en ligne : Energyregulationquarterly.ca <https://www.energyregulationquarterly.ca/regular-features/the-washington-report-2>.
10. Standards of Performance for Greenhouse Gas Emissions from New Stationary Sources: Electric Utility Generating Units, 79 Fed Reg 1430 (2014).
11. In re Murray Energy Corp., N^o 14-1112 (cour d’appel de circuit du district fédéral de Columbia, déposé le 18 juin 2014); West Virginia v EPA, N^o 14-1146 (cour d’appel de circuit du district fédéral de Columbia, déposé le 1^er août 2014).
12. Nebraska v EPA, N^o 4:14-cv-3006, 2014 WL 4983678 (D Neb 2014).
13. Office of the Press Secretary, communiqué de presse, U.S.-China Joint Announcement on Climate Change (12 novembre 2014), en ligne : The White House <http://www.whitehouse.gov/the-press-office/2014/11/11/us-china-joint-announcement-climate-change>.
14. Voir, par ex, Coral Davenport, In Climate Deal with China, Obama May Set 2016 Theme (12 novembre 2014), en ligne : New York Times <http://nyti.ms/1wVb7vf>.
15. “The Washington Report,” supra note 9.
16. Environmental Protection Agency v EME Homer City Generation, L.P., 134 S Ct 1584 (2014).
17. Utility Air Regulatory Group v Environmental Protection Agency, 134 S Ct 2427 (2014).
18. Envtl. Prot. Agency, Hazardous and Solid Waste Management System; Disposal of Coal Combustion Residuals from Electric Utilities (19 décembre 2014), en ligne: EPA <http://www2.epa.gov/sites/production/files/2014-12/documents/ccr_finalrule_prepub.pdf>.
19. Ibid aux p 10-14.
20. Voir, par ex, Wallach v Town of Dryden, 23 NY (3d) 728 (2014), reargument denied, 24 NY (3d) 981 (2014).
21. Regulation for States Programs, 42 USC § 300h(d)(1)(B)(ii) (2014).
22. Wallach v Town of Dryden, 23 NY (3d) à 754-55, [Wallach].
23. Frew Run Gravel Prods., Inc. v Town of Carroll, 71 NY (2d) 126 (1987).
24. Wallach, supra note 22, à la p 753.
25. Ibid à la p 746.
26. Ibid aux p 749-50.
27. Alan Neuhauser, New York, Citing Health Risks, Moves to Ban Fracking (17 décembre 2014), en ligne: US News <http://www.usnews.com/news/articles/2014/12/17/new-york-citing-health-risks-to-ban-fracking>.
28. Keith Goldberg, Calif. County Fracking Bans Set Stage for Statewide Brawl (7 novembre 2014), en ligne: Law360 <http://www.law360.com/projectfinance/articles/594594>.
29. Molly Hennessy-Fiske, In Denton, Texas, Voters Approve “Unprecedented” Fracking Ban (7 novembre 2014), en ligne: LA Times <http://www.latimes.com/nation/la-na-texas-fracking-20141108-story.html>; Laura Arenschield, Athens Votes to Ban Fracking (6 novembre 2014), en ligne : Columbus Dispatch <http://www.dispatch.com/content/stories/local/2014/11/05/athens-votes-to-ban-fracking.html>.
30. Patterson v City of Denton, N^o D-1-GN-14-004628 (Tex Dist Ct 53d filed 5 November 2014).
31. Nicholas Sakelaris, Railroad Commission Head Talks Denton Frack Ban, What Agency Did Wrong (7 novembre 2014), en ligne: Dallas Business Journal <http://www.bizjournals.com/dallas/blog/2014/11/railroad-commission-head-talks-denton-frack-ban.html?page=all>.
32. Ill. Dep’t of Natural Res., Hydraulic Fracturing (date de la dernière consultation : 30 janvier 2015), en ligne: IDNR <http://www.dnr.illinois.gov/OILANDGAS/Pages/Hydraulicfracturing.aspx>.
33. Ill Pub Act No 98-22 (2013).
34. Nev. Comm’n on Mineral Res., Adopted Regulation of the Commission on Mineral Resources, (en vigueur le 24 octobre 2014); en ligne: NCMR <http://minerals.nv.gov/uploadedFiles/mineralsnvgov/content/Programs/Oil_and_Gas/R011-14A_Final_Approved_By_Legislative_Commission.pdf>.
35. Reese River Basin Citizens Against Fracking, LLC v Bureau of Land Mgmt., N^o 3:14-cv-00338-MMD-WGC, 2014 WL 4425813 (D Nev 8 September 2014).
36. Ibid aux p 3-4.
37. Coordination of the Scheduling Processes of Interstate Natural Gas Pipelines and Public Utilities, 146 FERC ¶ 61,201 (2014).
38. Cal. Indep. Sys. Operator Corp., 146 FERC ¶ 61,202 (2014).
39. Posting of Offers to Purchase Capacity, 146 FERC ¶ 61,203 (2014).
40. Transport Planning and Cost Allocation by Transport Owning and Operating Public Utilities, 136 FERC ¶ 61,051 (2011).
41. S.C. Pub. Serv. Auth. v FERC, 762 F.3d 41 (DC Cir 2014).
42. 136 FERC, aux para 6-10.
43. S.C. Pub. Serv. Auth., 762 F.3d à la p 84.
44. Sharon Brown, avocate en valeurs mobilières, a été nommée pour doter un poste vacant au Parti démocratique. J. Christopher Giancarlo, cadre en courtage, a été nommé pour doter un poste vacant au Parti républicain. Voir U.S. Commodity Futures Trading Comm’n, Commissioner Terms of Office, en ligne: CFTC <http://www.cftc.gov/About/Commissioners/TermsofOffice/index.htm>.
45. Par exemple, le président Massad a décrit sa responsabilité comme visant « à s’acquitter du mandat du Congrès de sortir de l’ombre cette industrie des swaps et à établir des conditions permettant au marché de prospérer. Les marchés sont prospères lorsque les acteurs privés tirent un avantage du commerce. » Voir Aaron Timms, New CFTC Boss Timothy Massad Goes Soft on Regulation (13 novembre 2014), en ligne: Institutional Investor <http://www.institutionalinvestor.com/inside-edge/3400359/new-cftc-boss-timothy-massad-goes-soft-on-regulation.html>.
46. Forward Contracts with Embedded Volumetric Optionality, 79 Fed Reg 69,073 (proposé le 20 novembre 2014).
47. Further Definition of “Swap,” “Security-Based Swap,” and “Security-Based Swap Agreement”; Mixed Swaps; Security-Based Swap Agreement Recordkeeping, 77 Fed Reg 48,208 (2012).
48. Ibid à 48,238.
49. Voir, par ex, 79 Fed Reg (2014) 69,077 (déclaration du commissaire Wetjen).
50. Ibid (accent ajouté).
51. Exclusion of Utility Operations-Related Swaps with Utility Special Entities from De Minimis Threshold for Swaps with Special Entities, 79 Fed Reg 57,767 (2014) (à codifier à 17 CFR pt 1).
52. Un « swap lié à l’exploitation de services publics » constitue un swap selon lequel chacune des parties est un fournisseur spécial de services publics qui utilise le swap pour couvrir ou réduire un risque commercial, et qui est associée à un produit exclu. En outre, le swap doit être un swap sur l’énergie électrique ou le gaz naturel, ou être associé aux obligations en matière d’exploitation ou de conformité d’un fournisseur spécial de services publics, comme il est énoncé dans la règle finale de la CFTC.
53. Un « fournisseur spécial de services publics » serait défini comme suit : une entité particulière (généralement certaines entités gouvernementales, régimes de retraites, plans gouvernementaux ou richesses) qui possède ou exploite des installations d’électricité ou de gaz naturel, des opérations d’électricité ou de gaz naturel ou de telles installations ou opérations prévues; les fournisseurs de gaz naturel ou d’énergie électrique pour d’autres fournisseurs spéciaux de services publics ont des obligations en matière de service public, ou des obligations prévues en matière de services publics en vertu des lois ou des règlements fédéraux ou des États, pour fournir de l’énergie électrique ou du gaz naturel à ses consommateurs; il peut aussi s’agir d’un organisme de commercialisation de l’électricité fédéral, comme il est défini à l’article 3 de la FPA, 16 USC § 796(19).
54. Voir CFTC Letter No. 14-34 (21 mars 2014), en ligne: CFTC <http://www.cftc.gov/ucm/groups/public/@lrlettergeneral/documents/letter/14-34.pdf>.
55. Les « organismes de réglementation prudentielle” sont le Conseil des gouverneurs de la Réserve fédérale américaine (Federal Reserve System), l’Office of the Comptroller of the Currency, la Federal Deposit Insurance Corporation, la Farm Credit Administration et la Federal Housing Finance Agency.
56. Voir Margin Requirements for Uncleared Swaps for Swap Dealers and Major Swap Participants, 79 Fed Reg 59,898 (proposé le 3 octobre 2014) (à codifier à 17 CFR pts 23 et 140).
57. Voir Basel Comm. on Banking Supervision, Margin Requirements for Non-Centrally Cleared Derivatives (septembre 2013), en ligne : Banque des règlements internationaux <http://www.bis.org/publ/bcbs261.pdf>.
58. 17 CFR § 1.35(a)(1).
59. Records of Commodity Interest and Related Cash or Forward Transactions, 79 Fed Reg 68,140 (2014).
60. Ownership and Control Reports, Forms 102/102S, 40/40S, et 71, 78 Fed Reg 69,178 (2013) (à codifier à 17 CFR pts 15, 17, 18 et 20).
61. « OCR » signifie Ownership and Control Reporting.
62. Les entités déclarantes doivent remplir une formule 102A lorsqu’un compte devient déclarable, une formule 102B lorsqu’un compte atteint un « niveau déclarable de volume d’échange » d’au moins 50 contrats sur un marché contractuel désigné ou une plateforme de négociation des swaps avec le même identificateur de produit au cours d’une même journée de négociation et une formule 102S pour compte consolidé d’une contrepartie de swap ou d’un client détenteur d’une position déclarable.
63. La formule 40s doit être remplie par les propriétaires et les contrôleurs à la suite d’une demande spéciale de la CFTC.
64. La formule 71s doit être remplie par les auteurs d’un compte omnibus de seuil de volume ou d’un souscompte omnibus déclarable.
65. “The Washington Report,” supra note 9.
66. Position Limits for Derivatives and Aggregation of Positions, 79 Fed Reg 71,973 (2014).
67. En décembre 2014, la CFTC a de nouveau prolongé la période de commentaires à l’égard de certaines questions liées aux marchandises agricoles. La période de commentaires prolongée a pris fin le 22 janvier 2015.
68. Federal Energy Regulatory Commission, 2014 Report on Enforcement, FERC Docket No AD07-13-008 (20 novembre  2014), en ligne: FERC <http://www.ferc.gov/legal/staff-reports/2014/11-20-14-enforcement.pdf>. Le rapport apporte une plus grande transparence et présente des conseils à l’intention des entités réglementées et du public.
69. Voir 16 USC § 824v(a) (2012); 15 USC § 717c-1 (2012).
70. BP America Inc., 144 FERC ¶ 61,100 (2013).
71. Order Granting Rehearing for Further Consideration at 1, BP America Inc., FERC Docket No IN13-15-001 (14 juillet 2014).
72. Direct testimony was submitted by Dr. Rosa M. Abrantes-Metz, Dr. Patrick J. Bergin, and Dr. Ehud I. Ronn.
73. 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).
74. « 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.
75. 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). 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.
76. Lincoln Paper and Tissue, LLC’s Motion to Dismiss Complaint, FERC v Lincoln Paper & Tissue, LLC, N^o 1:13-cv-13056-DPW (D Mass) (14 février 2014).
77. Ibid à la p 3.
78. 753 F.3d 216 (DC Cir 2014), petition for cert. déposé, N^o 14-840 (US 15 janvier 2015).
79. Demand Response Compensation in Organized Wholesale Energy Markets, Ordonnance n^o 745, 134 FERC ¶ 61,187 (2011), ordonnance sur une nouvelle audience, ordonnance 745-A, 137 FERC ¶ 61,215 (2011).
80. Barclays Bank PLC, 144 FERC ¶ 61041 (2013).
81. Notice of Motion and Motion to Dismiss, FERC v Barclays Bank PLC, No 2:13-cv-02093-TLN-DAD (ED Cal) (16 décembre 2013).
82. Petitioner’s Opposition to Respondents’ Motion to Dismiss, FERC v Barclays Bank PLC, No 2:13-cv-02093-TLN-DAD (ED Cal) (14 février 2013).
83. FERC, Electric Power Markets: PJM (26 novembre 2013), en ligne: FERC <http://www.ferc.gov/market-oversight/mkt-electric/pjm.asp>.
84. In re PJM Up-To Congestion Transactions, 142 FERC ¶ 61,088 (2013).
85. Ibid à la p 1.
86. Powhatan Energy Fund, LLC, 149 FERC ¶ 61,261 (2014).
87. Ibid aux p 1, 3.
88. FERC, Staff Notice of Alleged Violations (5 août 2014), en ligne : FERC <http://ferc.gov/enforcement/alleged-violation/notices/2014/houlian-08-05-2014.pdf> (L’Office of Enforcement allègue que le commerçant principal a effectué des « millions de mégawattheures en transactions de sens inverse » entre les deux mêmes points de transaction, avec les mêmes volumes et pour les mêmes heures, afin d’annuler les conséquences financières de tout écart entre les points et d’obtenir des versements excédents de perte marginale du réseau PJM.).
89. Voir FERC Office of Enforcement, Preliminary Findings of Enforcement Staff’s Investigation of Powhatan Energy Fund, LLC (9 août 2013), en ligne: FERC <http://ferclitigation.com/wp-content/uploads/0005-FERC-Preliminary-Findings-August-9-2013-2002899_1.pdf>.
90. Voir Powhatan Energy Fund, LLC, FERC vs. Powhatan Energy Fund, LLC (dernière consultation le 30 janvier 2015), en ligne: <http://ferclitigation.com>.
91. FERC, Staff Notice of Alleged Violations (25 août 2014), en ligne : FERC <http://www.ferc.gov/enforcement/alleged-violation/notices/2014/tsingas-08-25-2014.pdf>.
92. Ibid.
93. Elec. Power Supply Ass’n v FERC, 753 F (3d) 216 (DC Cir 2014).
94. Demande du solliciteur général pour une prolongation de la période pour présenter une requête de certiorari à la p 4, FERC v Elec. Power Supply Ass’n, N^o v Elec. Power Supply Ass’n, N^o 14-840 (US 15 janvier 2015).
95. Le DOT a modifié son ordonnance le 6 mars 2014 afin d’offrir plus de précisions à l’égard des essais particuliers requis et pour interdire une autre classification qui suppose un emballage moins rigoureux. Voir U.S. Dep’t of Transp., Amended and Restated Emergency Restriction/Prohibition Order, Docket N^o DOT-OST-2014-0025 (6 mars 2014), en ligne: DOT <http://www.phmsa.dot.gov/pv_obj_cache/pv_obj_id_D03C7A1E859361738D791378144472BF368F0200/filename/Amended_Emergency_Order_030614.pdf>.
96. Ibid à la p 12.
97. Pipeline & Hazardous Materials Safety Admin., communiqué de presse, PHMSA Ongoing Bakken Investigation Shows Crude Oil Lacking Proper Testing, Classification (4 février 2014), en ligne : DOT <http://www.phmsa.dot.gov/portal/site/PHMSA/m.6f23687cf7b00b0f22e4c6962d9c8789/?vgnextoid=9257b74180ad3410VgnVCM100000d2c97898RCRD&vgnextchannel=d248724dd7d6c010VgnVCM10000080e8a8c0RCRD&vgnextfmt=print>.
98. U.S. Dep’t of Transp., Emergency Restriction/Prohibition Order, Docket No DOT-OST-2014-0067 (7 mai 2014), en ligne: DOT <http://www.phmsa.dot.gov/pv_obj_cache/pv_obj_id_D9E224C13963CAF0AE4F15A8B3C4465BAEAF0100/filename/Final_EO_on_Transport_of_Bakken_Crude_Oi_05_07_2014.pdf>.
99. Hazardous Materials: Enhanced Tank Car Standards and Operational Controls for High-Hazard Flammable Trains, 79 Fed Reg 45,016 (proposé le 23 juillet 2014).
100. Indus. Comm’n of N.D., Industrial Commission Adopts New Standards to Improve Oil Transportation Safety (9 décembre 2014), en ligne : <http://www.nd.gov/ndic/ic-press/dmr-order25417.pdf>.
101. « The Washington Report », supra note 9.
102. L’ordonnance du New Jersey est PPL EnergyPlus, LLC v Hanna, No 11-745, 2013 WL 5603896 (DNJ) (11 octobre 2013). The L’ordonnance du Maryland est PPL EnergyPlus, LLC v Nazarian,  No MJG-12-1286, 2013 WL 5432346 (D Md) (30 septembre 2013)).
103. PPL EnergyPlus, LLC v Solomon, 766 F (3d) 241 (3d Cir 2014), [Solomon].
104. Ibid à la p 254.
105. PPL EnergyPlus, LLC v Nazarian, 753 F (3d) 467 (4th Cir 2014), [Nazarian].
106. Ibid aux para 475-76.
107. Solomon, supra note 104 à la p 253 n.4.
108. Nazarian, supra note 106 à la p 479.
109. Application of Madison Gas and Electric Company for Authority to Change Electric and Natural Gas Rates, Ex. 1 to Testimony of Steven James at 3, Docket N^o 3270-UR-120 (Wis Pub Serv Comm’n, 2 juin 2014).
110. Application of Madison Gas and Electric Company for Authority to Change Electric and Natural Gas Rates, Final Decision Matrix at 27, Docket N^o 3270-UR-120 (Wis Pub Serv Comm’n, 13 novembre 2014).
111. Joint Application of Wisconsin Electric Power Company and Wisconsin Gas LLC, both d/b/a We Energies, for Authority to Adjust Electric, Natural Gas, and Steam Rates, Final Decision Matrix at 49, Docket N^o 5-UR-107 (Wis Pub Serv Comm’n, 5 novembre 2014).
112. Arizona Public Service Company’s Application for Approval of Net Metering Cost Shift Solution, Decision N^o 74202 at 19-20, Docket N^o E-01345A-13-0248 (Ariz Corp Comm’n, 3 décembre 2013).
113. Ibid.
114. Arizona Public Service Company’s Application for Approval of Net Metering Cost Shift Solution, Decision N^o 74202, Docket N^o E-01345A-13-0248 (Ariz Corp Comm’n, 3 décembre 2013) (Pierce, Comm’r, dissenting).
115. Order Instituting Rulemaking Regarding Policies, Procedures and Rules for the California Solar Initiative, the Self-Generation Incentive Program and Other Distributed Generation Issues, Decision Establishing a Transition Period for Customers Enrolled in Net Metering Tariffs at 2, Decision No 14-03-041 (Cal Pub Utils Comm’n, 27 mars 2014).
116. Ibid à la p 8.
117. Instituting a Proceeding to Review the Power Supply Improvement Plans for Hawaiian Electric Company, Inc., Hawaii Electric Light Company, Inc., and Maui Electric Co., Ltd., Hawaii Electric Light Power Supply Improvement Plan at 6-4, Docket No 2014-0183 (Haw Pub Utils Comm’n, 26 août 2014).
118. SZ Enters., LLC v Iowa Utils. Bd., No 13-0642, 2014 WL 3377074 (Iowa 2014).
119. Ibid à la p 6.
120. Proceeding on Motion of the Commission in Regard to Reforming the Energy Vision, Order Instituting Proceeding à la p. 5, Docket No 14-M-0101 (NY Pub Serv Comm’n, 25 avril 2014).
121. Commission Consideration of Retail Renewable Distributed Generation and Net Metering, Decision No C14-0615-I at ¶ 10, Docket N^o 14M-0235E (Colo Pub Utils Comm’n, 28 mai 2014).
122. Minn. Dep’t of Commerce, Minnesota Value of Solar: Methodology à la p 43, en ligne: <http://mn.gov/commerce/energy/images/MN-VOS-Methodology-FINAL.pdf>.
123. Ibid.
124. In the Matter of the Petition of Northern States Power Company, dba Xcel Energy, for Approval of Its Proposed Community Solar Garden Program, Order Approving Solar-Garden Plan with Modifications at 4, Docket N^o E-002/M-13-867 (Minn Pub Utils Comm’n, 17 septembre 2014).
125. Minnesota Value of Solar: Methodology, supra note 123, au para ii.
126. Ibid à la p 1.
127. In the Matter of Arizona Public Service Company – Request for Approval of Its 2014 Renewable Energy Standard Implementation Plan for Reset of Renewable Energy Adjustor, Decision N^o 74237 at 15, Docket N^o E-01345A-13-0140 (Ariz Corp Comm’n, 7 janvier 2014).
128. State of Washington, Office of the Governor, Washington Carbon Pollution Reduction and Clean Energy Action, Exec. Order N^o 14-04 (29 avril 2014).
129. Am. Sub. H.B. 483, 130th Gen. Assemb., Reg. Sess. (Ohio 2014).
130. Sub. S.B. 310, 130th Gen. Assemb., Reg. Sess. (Ohio 2014).
131. Proceeding on Motion of the Commission Regarding an Energy Efficiency Portfolio Standard, Order Approving EEPS Program Changes, Docket N^o 07-M-0548 (NY Pub Serv Comm’n, 26 décembre 2013).
132. Proceeding on Motion of the Commission in Regard to Reforming the Energy Vision, Order Instituting Proceeding, Docket N^o14-M-0101,(NY Pub Serv Comm’n, 25 avril 2014).
133. Proceeding on Motion of the Commission in Regard to Reforming the Energy Vision, NYS Department of Public Service Staff Report and Proposal, Docket No 14-M-0101 (NY Pub Serv Comm’n, 24 avril 2014).
134. Draft Generic Environmental Impact Statement at ES-2, Docket N^os14-M-0101, 14-M-0094 (NY Pub Serv Comm’n, 24 octobre 2014).
135. Cal Pub Util Code § 353.5.
136. Cal Pub Util Code § 769(c).
137. US Dep’t of Energy, Grid Energy Storage à la p 7 (décembre 2013), en ligne: DOE <http://energy.gov/sites/prod/files/2014/09/f18/Grid%20Energy%20Storage%20December%202013.pdf>.
138. Ibid à la p 9 (citation d’IMS Research, The Role of Energy Storage in the PV Industry (2013)).
139. US Dep’t of Energy, Energy Storage Safety Strategic Plan (décembre 2014), en ligne: DOE <http://www.energy.gov/sites/prod/files/2014/12/f19/OE%20Safety%20Strategic%20Plan%20December%202014.pdf>.
140. Cal Pub Util Code § 2835 et. seq.
141. Cal Pub Util Code § 2835(a)(2)-(4). Dans ses décisions mettant en œuvre la loi AB 2514, la CPUC a également établi certaines limites à l’égard de ce que constitue un SSE. La Commission exclut l’accumulation par pompage de plus de 50 MW d’un SSE admissible.
142. Order Instituting Rulemaking Pursuant to Assembly Bill 2514 to Consider the Adoption of Procurement Targets for Viable and Cost-Effective Energy Storage Systems, Docket N^o R10-12-007 (Cal Pub Utils Comm’n, 16 décembre 2010).
143. Decision Adopting Energy Storage Procurement Framework and Design Program, Decision N^o 13-10-040, Docket No R10-12-007 (Cal Pub Utils Comm’n, 17 octobre 2013).
144. Application of San Diego Gas & Electric Company for Approval of its Energy Storage Procurement Framework and Program as Required by Decision 13-10-040, Docket N^o A14-02-006 (Cal Pub Utils Comm’n, 28 février 2014).
145. Application of Pacific Gas and Electric Company for Authorization to Procure Energy Storage Systems During the 2014 Biennial Procurement Period Pursuant to Decision 13-10-040, Docket N^o A14-02-007 (Cal Pub Utils Comm’n, 28 février 2014).
146. Application of Southern California Edison Company for Approval of its 2014 Energy Storage Procurement Plan, Docket N^o A14-02-009 (Cal Pub Utils Comm’n, 28 février 2014).
147. Cal. Indep. Sys. Operator, Energy Storage Roadmap (2014), en ligne: CAISO <http://www.caiso.com/informed/Pages/CleanGrid/EnergyStorageRoadmap.aspx>.
148. Cal. Indep. Sys. Operator, Advancing and Maximizing the Value of Energy Storage Technology: A California Roadmap (décembre 2014), en ligne : CAISO <http://www.caiso.com/Documents/Advancing-MaximizingValueofEnergyStorageTechnology_CaliforniaRoadmap.pdf>.
149. Order Instituting Rulemaking to Investigate and Refine Procurement Policies and Consider Long-Term Procurement Plans, Docket No R12-03-014 (Cal Pub Utils Comm’n, 22 mars 2012).
150. Les règlements du State Water Quality Control Board considèrent maintenant l’eau chauffée comme étant de la pollution de l’eau en vertu de la Federal Clean Water Act. Par conséquent, les générateurs de vapeur qui utilisent la réfrigération à passage unique devront être modifiés ou retirés.
151. Long Island Power Auth., Amended and Restated Operating Services Agreement (31 décembre 2013), en ligne: LIPA <http://www.lipower.org/papers/OSA.pdf>; voir également NY Pub Auth Law § 1020-f(ee).
152. PSEG-Long Island, Utility 2.0 Long Range Plan, Prepared for Long Island Power Authority (1^er juillet 2014), en ligne: <https://www.psegliny.com/files.cfm/2014-07-01_PSEG_LI_Utility_2_0_LongRangePlan.pdf>.
153. Long Island Power Auth., Request for Proposals for New Generation, Energy Storage and Demand Response Resources (18 octobre 2013), en ligne: LIPA <http://www.lipower.org/proposals/docs/GSDR-clean.pdf>.