Les développements en matière de règlementation de l’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 premier numéro du troisième volume de la Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie (ERQ), nous avons fait état des réalisations clés du gouvernement fédéral et des États-Unis en 2014 en matière de règlementation énergétique. Le présent rapport met en lumière les progrès importants réalisés en 2015 et au début 2016, lesquels pourraient intéresser les lecteurs de l’ERQ.

I. Exportations de GNL

En 2015 et au début de 2016, le bureau de l’Énergie fossile du département de l’Énergie des États-Unis (DOE) a autorisé les promoteurs de deux projets de gaz naturel liquéfié (GNL) situés en Nouvelle-Écosse à exporter du gaz naturel produit aux États-Unis vers le Canada, où il serait liquéfié et réexporté vers des pays qui ne disposent pas d’un accord de libre-échange (ALE) avec les États-Unis exigeant un traitement national aux fins du commerce de gaz naturel (pays « non membres d’un ALE »)¹. Le DOE ne s’était toujours pas penché sur la question critique de savoir si les exportations devaient être considérées comme des exportations vers le Canada – qui dispose d’un ALE avec les États-Unis – ou vers les pays non membres d’un ALE auxquels le gaz, sous forme de GNL, serait livré lorsqu’il serait réexporté. En vertu de l’article 3c) de la Natural Gas Act (NGA), les demandes d’autorisation pour exporter du GNL vers des pays membres d’un ALE sont jugées conformes à l’intérêt public et devraient être accordées « sans modification ni délai »². Conformément à l’article 3a) de la NGA, le DOE doit procéder à un examen de l’intérêt public et donner avis et offrir la possibilité d’une participation du public pour estimer qu’une demande d’exportation de GNL vers des pays non membres d’un ALE ne va pas à l’encontre de l’intérêt public. Le DOE a déterminé que « la destination du gaz naturel ou du GNL provenant des États-Unis en vue d’une utilisation finale est essentielle à la détermination du DOE, tout comme la situation commerciale de ce ou de ces pays de destination »³. Le DOE exigeait, comme condition à l’autorisation d’exportation, que les acheteurs dans le cadre de marchés pour la vente de GNL fournissent au titulaire de l’autorisation un rapport désignant le pays dans lequel le GNL réexporté est « effectivement livré et/ou reçu aux fins d’utilisation finale… »⁴. À moins que la décision ne soit fondée sur la situation commerciale du pays où il y aura « utilisation finale », le DOE a émis l’avis que les exportateurs pourraient « se soustraire à l’examen de l’intérêt public et à la possibilité de participation du public dans les procédures d’exportation vers des pays non membres d’ALE en vertu de l’article 3a) de la NGA, simplement en transitant le gaz naturel ou le GNL par un pays membre d’un ALE en route vers un pays non membre d’un ALE » et il ne croyait pas que le Congrès prévoyait que le « critère à deux volets » dans la NGA soit « aussi facilement contourné »⁵.

Dans le décret n^o 3769⁶, le DOE a exercé pour la première fois sa compétence en vertu de l’article 3 de la NGA relativement aux « expéditions en transit » de gaz naturel canadien, acheminé par pipeline et passant par les États-Unis pour revenir au Canada, le pays d’origine. Le gaz canadien ne se trouverait aux États-Unis que « temporairement » lors de son retour vers le Canada où il serait liquéfié en vue de son exportation subséquente comme GNL. L’analyse du DOE visait à savoir si ces envois constituaient des « importations » ou des « exportations » au sens de l’article 3 de la NGA. Le DOE a conclu que le Congrès n’avait probablement pas prévu que les mots « importation » et « exportation » s’appliquent à tout acheminement de gaz naturel au-delà de la frontière américaine, mais plutôt qu’aux catégories d’envois « qui, de par leur nature, pourraient avoir un effet appréciable sur l’intérêt public des États-Unis »⁷. Les expéditions en transit, a conclu le DOE, sont « catégoriquement peu susceptibles » d’avoir un effet appréciable sur l’intérêt public des États-Unis, et toute situation environnementale ou économique que ces envois créent pour le réseau de pipelines de gaz naturel des États-Unis pourrait être gérée par la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) ou les organismes de règlementation des États⁸. Le DOE a également noté l’Accord entre le gouvernement du Canada et le gouvernement des États-Unis d’Amérique concernant les pipelines de transit de 1977, lequel « repose généralement sur la politique de laissez-faire entre les deux gouvernements pour les expéditions en transit d’hydrocarbures »⁹. Le DOE a conclu que les expéditions en transit qui reviennent au pays d’origine – envois de gaz naturel par les États-Unis entre des points d’une seule nation étrangère qui sont physiques et directs – ne sont pas des « importations » ni des « exportations » au sens de l’article 3. Les envois virtuels, y compris les échanges par réacheminement ou par déplacement ne sont pas des expéditions « en transit » aux termes du décret n^o 3769¹⁰. Bien que le DOE aient rejeté la demande parce qu’il n’avait pas compétence, il a enjoint le demandeur à présenter des renseignements précis sur ses expéditions en transit, y compris une explication au DOE démontrant qu’aucune livraison dans les marchés des États-Unis n’a eu lieu¹¹.

Le Sénat et la Chambre des représentants des États-Unis ont tous deux adopté des lois en 2015 et au début de 2016 visant à accélérer le traitement par le DOE des demandes d’autorisation pour l’exportation vers des pays non membres d’un ALE en vertu de l’article 3 de la NGA. Le DOE serait tenu de rendre une décision finale au plus tard 30 jours (le projet de loi de la Chambre) ou 45 jours (projet de loi du Sénat) suivant la conclusion de l’examen exigé par la National Environmental Policy Act of 1969(NEPA)¹². Pour un projet d’exportation de GNL exigeant un énoncé des incidences environnementales (c.àd. l’examen le plus exhaustif), les projets de loi spécifient que l’examen de la NEPA est considéré « conclu » après la publication d’un énoncé final des incidences environnementales. Les projets de loi doivent être étudiés par une commission avant que d’autres mesures ne soient prises par le Congrès.

Le 11 mars 2016, la FERC a pris un décret rejetant les demandes déposées par Jordan Cove Energy Project en vertu de l’article 3 de la NGA pour le choix du site d’un terminal d’exportation de GNL, sa construction et son exploitation à Coos Bay, en Oregon, et par Pacific Connector Gas Pipeline pour construire et raccorder un pipeline de gaz naturel inter-États¹³. La FERC a déterminé que « Pacific Connector avait présenté peu ou n’avait pas présenté de preuves d’un besoin » pour le pipeline, soulignant qu’elle n’avait « ni conclu des ententes préalables pour ses projets, ni procédé à un appel de soumissions, lequel aurait pu (ou non) donné lieu à des ‘déclarations d’intérêt’ que l’entreprise aurait pu fournir comme attestation de demande »¹⁴. Ayant conclu que le pipeline ne répondait pas aux exigences aux termes de l’article 7 pour un certificat de commodité et de nécessité publique, la FERC a déterminé qu’il serait « impossible pour l’installation de liquéfaction de Jordan Cove de fonctionner » parce qu’elle n’aurait pas accès aux réserves de gaz naturel et, par conséquent, le projet Jordan Cove « n’offrait aucun avantage au public en contrepartie des répercussions associées à sa construction »¹⁵. Les demandeurs ont déposé des requêtes pour nouvelle audition, citant de nouveaux engagements qui, selon eux, satisfaisaient aux critères exigé dans l’article 7c) et l’article 3 de la NGA.

Comme l’exige l’article 3, les autorisations de la FERC pour le choix du site d’installations d’exportation de GNL, leur construction et leur exploitation et le raccordement de pipelines inter-États sont fondées sur une analyse, en application de la NEPA, pour déterminer si les installations proposées auraient des répercussions environnementales importantes et comment ces répercussions importantes devraient être atténuées. La FERC a toujours rejeté les arguments d’intervenants environnementaux selon lesquels la FERC doit analyser les répercussions environnementales éventuelles d’une production accrue de gaz naturel résultant de projets d’exportation de GNL, les émissions de gaz à effet de serre et d’autres questions environnementales qui pourraient être attribuées à un projet et à ses effets sur les prix du gaz naturel des marchés intérieurs. La pertinence de l’examen environnemental par la FERC des demandes d’autorisation pour le choix du site d’installations d’exportation de GNL, leur construction et leur exploitation fait l’objet de multiples pétitions d’examen en instance devant la Cour d’appel des États-Unis pour le circuit du district de Columbia (D.C.). En 2015, la Cour a entendu les plaidoyers dans le cadre d’appels déposés par le Sierra Club à l’égard des décrets de la FERC autorisant la construction des installations de liquéfaction aux fins d’exportation de Freeport au Texas, et l’accroissement de la capacité de l’installation de liquéfaction de Sabine Pass¹⁶. En mai 2015, la FERC a rejeté la demande du Sierra Club pour une nouvelle audience du décret de la FERC autorisant la construction du terminal d’exportation de GNL de Corpus Chirsti Liquefaction au Texas et d’un pipeline de raccordement¹⁷. Le Sierra Club a déposé une pétition pour un contrôle judiciaire des autorisations de la FERC pour le projet Corpus Christi¹⁸.

En mai 2015, la FERC a rejeté une nouvelle audience de son décret autorisant l’agrandissement des installations d’exportation de GNL de Dominion Cove Point au Maryland. Dans ce cas, le Sierra Club et d’autres intervenants environnementaux avaient demandé à la FERC d’accorder une suspension de son autorisation en attente de l’appel¹⁹. La FERC a rejeté la demande de suspension. Les intervenants environnementaux ont déposé une pétition pour un contrôle judiciaire contestant les autorisations de la FERC et, de plus, ont déposé devant la Cour une requête pour la suspension de la construction du projet en attente du contrôle judiciaire. La requête a été rejeté et la Cour a conclu que les parties n’avaient « ni satisfait aux exigences rigoureuses pour une suspension en attente d’une révision par le tribunal… ni présenté des motifs ‘nettement convaincants’ justifiant une exécution expéditive²⁰.

Dans Pivotal LNG²¹, la FERC a rendu un jugement déclaratoire concluant que les installations de liquéfaction et de transport que prévoit construire Pivotal ne seraient pas des « terminaux de GNL » et qu’elle n’exercerait pas de compétence en vertu de l’article 3 de la NGA. Pivotal a expliqué que le GNL qu’elle prévoyait vendre sera : (1) produit à des installations de GNL intérieures ou fourni par un tiers; (2) transporté par Pivotal, un affilié ou un tiers en commerce inter-États ou intra-États par des moyens autres qu’un pipeline inter-États et (3) exporté ou revendu par la suite pour une toute dernière exportation, par un tiers. Pivotal a fait valoir qu’aucune de ses installations ne constituait un « terminal de GNL » aux termes de l’article 2e) de la NGA, puisqu’elles se trouvaient toutes en terres intérieures contrairement aux pipelines transfrontaliers et aux terminaux de GNL côtiers que la FERC a traditionnellement régis en vertu de l’article 3. La FERC a souligné qu’elle n’avait exercé sa compétence en vertu de l’article 3 que pour régir (1) les pipelines construits à l’endroit d’entrée pour les importations ou de sortie pour les exportations et (2) les terminaux de GNL côtiers utilisés pour transférer le GNL à des vraquiers de GNL transocéaniques et qui sont reliés à des pipelines qui acheminent le gaz vers ou depuis le terminal. La FERC a souligné que les installations de Pivotal se trouvaient en terres intérieures et qu’elles n’avaient donc pas la capacité de transférer le GNL directement dans des transporteurs transocéaniques²². La FERC a conclu qu’il n’y avait aucune « lacune réglementaire » pour justifier une « étendue de l’application » de l’article 3 aux installations de GNL que possède Pivotal et ses affiliés, notant que les installations étaient régies par diverses agences fédérales, d’État et locales²³. Dans un avis dissident, le commissaire de la FERC (maintenant président), Norman Bay, a fait valoir que le langage clair de l’article 3 de la NGA donne compétence à la FERC relativement aux installations d’« exportation » et d’« importation », que les installations de Pivotal sont des « installations d’exportation », ce qui n’est pas la même chose que les « terminaux de GNL », et « rien dans de l’article 3 ne prévoit que la Commission ait compétence sous réserve de l’existence d’un pipeline se rendant au point d’exportation »²⁴.

Finalement, en 2015 les promoteurs de certains projets d’exportation de GNL aux États-Unis ont décidé d’interrompre les démarches réglementaires concernant leurs projets, voire d’y mettre fin complètement, compte tenu des changements dans la conjoncture du marché, y compris la chute des prix du pétrole et la concurrence de la part de l’Australie et d’autre sources étrangères de GNL. Au début de 2015, Excelerate Liquefaction Solutions a annoncé qu’il retarderait son projet de terminal flottant d’exportation de GNL à Port Lavaca-Point Comfort, au Texas. Par la suite, Excelerate a demandé à la FERC de tenir ses procédures de demande en suspens. Finalement, en septembre 2015, Excelerate a retiré sa demande, déclarant qu’elle avait évalué la valeur économique du projet et décidé de ne pas aller de l’avant²⁵. En novembre 2015, les promoteurs du projet de terminal d’exportation de GNL Downeast, devant être construit à Robbinston, dans le Maine, a demandé à la FERC de suspendre ses procédures jusqu’au 29 février 2016 afin que le promoteur et ses investisseurs puissent procéder à une analyse économique de la conjoncture actuelle du marché et des répercussions connexes sur le projet de GNL Downeast²⁶. La suspension a par la suite été prolongée jusqu’au 1^er juin 2016.

II. FRACTURATION

A. Décision de la Cour suprême de l’État du Colorado

Le 2 mai 2016, la Cour suprême du Colorado a infirmé des interdictions locales de fracturation hydraulique dans deux décisions distinctes susceptibles d’avoir de profondes répercussions sur les administrations locales souhaitant mettre en place des interdictions ou défendre les interdictions existantes de fracturation à l’échelle nationale²⁷.

Deux villes du Colorado, Longmont et Fort Collins, avaient antérieurement imposé des interdictions locales de fracturation. L’interdiction permanente de fracturation de Longmont faisait mention de plusieurs préoccupations, y compris en ce qui a trait à la santé publique, à la sécurité, à l’environnement et aux valeurs immobilières. En revanche, l’interdiction de fracturation de Fort Collins consistait en un moratoire de cinq ans afin d’allouer plus de temps à la localité pour étudier les répercussions de la fracturation. La Cour a fait valoir que les lois de l’État avaient préséance sur les interdictions, rendant donc ces dernières inapplicables et invalides, et réaffirmant les décisions des tribunaux inférieurs. La Cour a maintenu que les interdictions locales n’avaient pas préséance en raison de la prévalence de la fracturation au Colorado et du régime de règlementation existant des autorités du Colorado applicable à ces pratiques. Bien qu’elle ne puisse pas influer directement sur les cas futurs d’interdiction de fracturation dans d’autres secteurs de compétence, la décision du Colorado pourrait façonner la manière dont les tribunaux d’autres États traiteront la question.

L’infirmation des interdictions locales de fracturation pourrait avoir réorienté l’énergie des opposants du Colorado à la fracturation en faveur de mesures par scrutin de restriction de la fracturation – trois initiatives distinctes de scrutin sont en voie d’amasser les 100 000 signatures requises en vue de figurer au scrutin de novembre 2016 du Colorado. L’une des mesures proposées restaurerait en fait le contrôle de la fracturation et des activités connexes aux autorités locales et une autre imposerait des limites importantes à la capacité de mener des activités de fracturation en interdisant de telles activités à moins de 2 500 de bâtiments occupés, de voies navigables et d’autres espaces libres publics.

B. Nouveau règlement fédéral sur la fracturation

En raison de la croissance rapide des projets de fracturation aux États-Unis, l’administration Obama a tenté de mettre en œuvre de nouvelles mesures visant à améliorer la surveillance réglementaire de l’industrie. En mars 2015, le Département de l’Intérieur (DOI) des États-Unis a élaboré de nouvelles règles concernant la sécurité de forage des opérations de fracturation²⁸. Ces règles avaient pour but d’améliorer la capacité du gouvernement fédéral à inspecter la sécurité des barrières de béton utilisées pour cuveler les puits de fracturation, ainsi qu’à exiger des entreprises qu’elles divulguent au public les produits chimiques qu’elles utilisent dans leurs opérations de fracturation. Toutefois, en septembre 2015, le juge Scott Skavdahl, un juge à la Cour de district des États-Unis pour le Wyoming, a prononcé une injonction préliminaire visant à empêcher le DOI d’assurer l’application de ces règles²⁹. La Cour a fait mention de préoccupations concernant la création d’un « chevauchement du régime fédéral » qui irait à l’encontre des intérêts souverains de l’État dans la règlementation de la fracturation en l’absence d’un mandat conféré par le Congrès³⁰. Le DOI en a depuis appelé du jugement devant la Cour d’appel du dixième circuit.

III. RÉPONSE À LA DEMANDE

Le 25 janvier 2016, la Cour suprême des États-Unis a infirmé une décision de la Cour d’appel des États-Unis (mai 2014) pour le circuit du D.C., qui avait annulé dans sa totalité le décret n^o 745 de la FERC, sa règle définitive sur la compensation en réponse à la demande de vente de gros pour la restriction de la consommation d’électricité au cours des périodes de pointe de la demande et le coût marginal de réseau élevé ³¹. La Cour suprême a fait valoir que la FERC avait l’autorité en vertu de la Federal Power Act (FPA)³²
de réglementer les soumissions en réponse à la demande dans les marchés de vente de gros, et le décret n^o 745 de la FERC n’était pas arbitraire ni futile en exigeant que les fournisseurs répondant à la demande acquittent le même montant pour conserver l’électricité que la somme versée par les producteurs pour la produire( « the EPSA decision »).

Le circuit du D.C. avait annulé le décret n^o 745 dans un avis hautement controversé, pour deux motifs distincts. D’abord, la Cour a soutenu que le décret réglementait directement les marchés de détail qui ne relevaient pas de la compétence de la FERC, parce que la réponse à la demande touche les acheteurs au détail et leurs décisions visant à déterminer s’ils devraient acheter et consommer l’électricité aux tarifs de détail de l’État. Deuxièmement, le circuit du D.C. avait jugé que, même si la FERC avait compétence pour adopter le décret n^o 745, le décret était « arbitraire et futile », en contravention de l’Administrative Procedure Act (APA)³³, en partie parce que le mécanisme de paiement requis surcompensait les ressources de réponse à la demande³⁴. Le décret n^o 745 enjoignait les organisations régionales de transport et les exploitants indépendants de réseaux à payer aux fournisseurs de ressources rentables de réponse à la demande dans leurs marchés de vente de gros d’électricité pour le prochain jour et en temps réel le plein prix marginal en fonction du lieu utilisé pour dédommager les producteurs qui alimentent ces marchés³⁵.

Les partisans de la règle de la FERC ont fait valoir que la participation des ressources de réponse à la demande dans la vente de gros des marchés de l’électricité est une « caractéristique intégrale » de ces marchés et que la règlementation par la FERC de la réponse à la demande est essentielle au bon fonctionnement du marché afin de s’assurer que les tarifs de gros de l’électricité sont justes et raisonnables. Les opposants ont soutenu qu’elle empiétait sur l’autorité de l’État sur les marchés au détail de l’électricité, parce que la consommation pour utilisation finale et la réponse à la demande sont fondamentalement des activités de détail, et la FERC établissait effectivement les tarifs de détail. La juge Elena Kagan, qui a rendu l’avis majoritaire 6 contre 2 pour la Cour suprême, a écrit que la FERC avait agi dans les limites de ses pouvoirs, énumérés dans la FPA, en rendant le décret n^o 745, justifiant que « c’est un fait de la vie économique que les marchés de gros et de détail de l’électricité, comme tout autre produit connu, ne sont pas hermétiquement étanches l’un de l’autre. Au contraire, les transactions effectuées sur le marché de gros ont des conséquences naturelles au niveau de la vente de détail. Et il en va ainsi, par la force des choses, de la règlementation de la FERC s’appliquant à ces questions de vente de gros »³⁶. [Traduction]

La proposition de la décision Electric Power Supply Association (EPSA) signifie que la FERC est dans les limites de ses pouvoirs en réglementant les marchés de gros même lorsqu’une telle règlementation a des conséquences indirectes sur la conjoncture du marché de détail³⁷. La Cour a soutenu que parce que la FPA délègue la responsabilité à la FERC de réglementer le marché de gros inter-États pour l’électricité – « tant les tarifs de gros que la panoplie de règles et de pratiques les touchant » – la FPA établit un système pour la règlementation fédérale, ce qui « signifie que la FERC a l’autorité – et, en effet, l’obligation – de s’assurer que les règles et les pratiques « touchant » les tarifs de gros sont justes et raisonnables »³⁸. La Cour a fondé sa décision en partie sur la réalité selon laquelle l’adoption de la position de l’EPSA sonnerait le glas des programmes de réponse à la demande en les forçant dans un « vide » au-delà de la portée réglementaire de la FERC et des États. La Cour a jugé qu’un tel résultat contreviendrait à la structure établie par la FPA, laquelle rend les pouvoirs du fédéral et des États « complémentaires » et « exhaustifs »³⁹.

La décision élimine l’incertitude quant à l’avenir de l’industrie de réponse à la demande aux États-Unis depuis l’avis du circuit du D.C. La décision pourrait également servir de catalyseur au développement de nouvelles technologies, y compris la production décentralisée et le stockage d’énergie, parce que les produits et services en marche « derrière le compteur » seront en mesure de saisir les paiements de réponse à la demande dans leur flux de rentrées.

Bien que la décision de l’EPSA ait caractérisé le décret n^o 745 de la FERC comme un exercice de « fédéralisme coopératif », la décision pourrait avoir de plus grandes répercussions pour la préemption fédérale sur la règlementation des États. Il y a plus d’un demi-siècle, la Cour suprême a décrit la division FPA de la compétence du fédéral et des États à l’égard des transactions d’électricité comme une « ligne de démarcation très nette, facile à déterminer… »⁴⁰. Cette ligne de démarcation est de plus en plus « floue » alors que les cadres juridiques et réglementaires doivent nécessairement s’adapter à une industrie en constante évolution⁴¹. On pourrait en déduire que la décision EPSA soutient la compétence fédérale à l’égard des marchés de l’électricité ayant préséance sur la règlementation d’État dans d’autres contextes, selon l’ampleur avec laquelle les tribunaux ont interprété la décision voulant que la « FPA ne laisse aucune place soit à une règlementation directe par l’État des prix de vente gros inter-États, soit à une règlementation qui produirait indirectement le même résultat »⁴².

IV. SUBVENTION PAR L’ÉTAT DE LA PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ

A. Hughes c Talen

Dans une autre affaire de la Cour suprême des États-Unis concernant la compétence fédérale sur les marchés de l’électricité, la Cour a rendu un jugement unanime en faveur de la compétence fédérale⁴³. L’État du Maryland avait mis en œuvre un programme d’incitation qui subventionnait la participation d’une nouvelle centrale électrique dans le marché de l’énergie de gros administré par PJM Interconnection (PJM). Il avait été jugé que la FPA avait préséance sur cette subvention parce que celle-ci était en conflit avec l’exercice de l’autorité de la FERC sur le secteur des marchés de l’électricité de gros et que le programme de l’État avait pour effet de fausser un tarif de vente de gros inter-États requis par la FERC.

La décision Hughes limite la mesure dans laquelle les actions de l’État dans le marché du détail peuvent empiéter sur les marchés de gros de compétence fédérale et modifier les tarifs de gros établis par les mécanismes approuvés par la FERC. Ce qu’il faut retenir est que le « programme du Maryland usurpe l’autorité réglementaire de la FERC » en empiétant injustement sur la « compétence exclusive de la FERC en matière de tarifs[…] perçus[…] pour les ventes de gros inter-États ou en rapport avec celles-ci »⁴⁴. La Cour a pris bien soin d’adapter étroitement son jugement dans Hughes : « Ni le Maryland ni les autres États ne sont gardés d’encourager la production d’énergies nouvelles ou propres au moyen de mesures qui ne rattachent pas le paiement de fonds à la capacité de satisfaire l’enchère »⁴⁵. Un bon nombre de joueurs dans le marché de l’énergie s’inquiétaient du fait qu’un jugement expansif de la cour puisse avoir une incidence défavorable sur de nombreux programmes d’États visant à promouvoir l’énergie propre. La juge Sotomayor a rédigé un avis concordant qui réitérait la nature limitée du jugement de la Cour et soulignait que la FPA favorisait une relation fédéral-État de coopération, mais que le programme du Maryland empiétait sur cette relation⁴⁶.

B. AAE de l’Ohio

Dans une paire de décrets rendus le 27 avril 2016, la FERC a bloqué deux accords d’achat d’énergie (AAE) approuvés par l’organisme de règlementation de l’Ohio pour subventionner une centrale au charbon et une centrale nucléaire appartenant à FirstEnergy et à AEP Ohio aux motifs qu’elles ne respectaient pas les politiques de la FERC sur les transactions par des entités affiliées⁴⁷. Les AAE visaient à garantir un revenu pour des centrales de production vieillissantes, sous le prétexte d’assurer la fiabilité du réseau. Les opposants aux AAE de services publics avaient fait valoir à la Commission des services publics de l’Ohio que les propositions n’avaient pas préséance sur la FPA parce qu’elles interféraient avec la compétence exclusive de la FERC en ce qui concerne les marchés et les tarifs de l’électricité de gros, tout comme les subventions en cause dans Hughes c Talen. On estime que les décrets de la FERC permettent d’éviter une autre dispute territoriale étendue sur les compétences des États et du fédéral concernant la règlementation de l’électricité.

V. Dodd-Frank et progrès de la CFTC

De nombreux progrès ont touché les entreprises de l’énergie en ce qui concerne la règlementation des produits dérivés en vertu de la Dodd-Frank Street Reform and Consumer Protection Act (Dodd-Frank)⁴⁸.

Le 16 mars 2016, la Commodity Futures Trading Commission (CFTC) a approuvé une règle définitive qui élimine les exigences de reddition de comptes et de tenue de dossiers dans les règlements actuels de la CFTC pour les contreparties d’options commerciales qui ne sont pas des opérateurs sur contrats d’échange ni des participants importants à des contrats d’échange (non OCE/PICE), y compris les utilisateurs finaux commerciaux comme les sociétés d’énergie qui échangent des options commerciales en rapport avec leurs entreprises⁴⁹. Fait important, cette règle définitive élimine l’exigence voulant que ces contreparties déposent annuellement un formulaire d’option commerciale, appelé Form TO, en rapport avec leurs options commerciales et n’exige pas d’elles, comme il avait été proposé, qu’elles avisent la division de la surveillance du marché de la CFTC lorsqu’elles concluent des contrats d’option commerciale qui ont, ou qui sont susceptibles d’avoir, une valeur théorique globale de plus de 1 milliard de dollars au cours de toute année civile.

Parallèlement, la CFTC a publié l’an dernier une interprétation définitive clarifiant son interprétation des contrats à terme avec une optionalité volumétrique intégrée (l’Interprétation définitive)⁵⁰. L’Interprétation définitive semble signaler qu’à l’avenir la CFTC adoptera une approche plus souple quant à savoir quelles transactions constituent des « contrats à terme » qui ne sont pas assujettis à la règlementation en tant qu’échanges. Cette approche devrait être utile pour plusieurs parties commerciales qui concluent des marchés offrant l’optionalité volumétrique, laquelle permet de recevoir ou de livrer des marchandises en quantités supérieures ou inférieures à ce que prévoyait initialement le contrat, ce qui comprend de nombreux types de marchés d’approvisionnement en énergie. En vertu de l’Interprétation définitive, tant que l’optionalité volumétrique intégrée a pour but principal, au moment de la conclusion du contrat par les parties, de traiter des facteurs concrets ou des exigences réglementaires qui ont une incidence raisonnable sur la demande, ou l’offre, de la marchandise non financière, et que le contrat remplie autrement les conditions d’un terme en vertu de l’Interprétation définitive, il sera considéré comme un contrat à terme exempt de la règlementation relative aux échanges.

La CFTC (avec les Prudential Banking Regulators, un regroupement d’organismes de règlementation bancaire) a pris des mesures en vue d’exempter des règles d’échanges de marge sans compensation les échanges entre des opérateurs sur contrats d’échange et des utilisateurs finaux commerciaux, y compris des sociétés d’énergie, qui sont admissibles à l’exemption de la compensation obligatoire, en conformité avec la Business Risk Mitigation and Price Stabilization Act of 2015. Au titre d’une règle définitive intérimaire publiée par les agences, tant que la contrepartie est admissible à l’exemption de la compensation obligatoire en vertu de l’article 2h)(7)(A) de la Commodity Exchange Act (CEA)⁵¹, les échanges sans compensation avec cette contrepartie ne sont pas assujettis aux règles d’échanges de marge sans compensation⁵².

Une autre source de préoccupation pour bon nombre d’entreprises concerne les règles proposées par la CFTC sur les limites de position, lesquelles ont été proposées de nouveau en novembre 2013. Si elles sont adoptées, celles-ci imposeraient des limites de position pour quatre contrats de référence en matière d’énergie, y compris les contrats standardisés, d’options et d’échanges économiquement équivalents. L’automne dernier, la CFTC a publié, afin d’obtenir des commentaires du public, un supplément (la proposition d’agrégation intitulée Supplemental Aggregation Proposal) à ses règles d’agrégation proposées relatives aux limites de position pour les entités connexes qui avaient été publiées en novembre 2013⁵³. La Supplemental Aggregation Proposal, si elle est adoptée, rendrait dans bien des cas l’obtention d’une exemption de l’agrégation de la position de leurs produits dérivés plus facile pour les entités étroitement affiliées, ce qui serait autrement exigé par les règles et, par conséquent, permettrait aux entités affiliées de s’engager dans d’autant plus d’activités commerciales. En vertu de la Supplemental Aggregation Proposal, le principal changement dans les règles proposées en 2013 est qu’un joueur dans le marché qui possède plus de 50% d’une autre entité aurait droit à une exemption de l’agrégation relativement aux positions de l’entité détenue en présentant un avis qui comprend des certifications concernant son indépendance commerciale de la CFTC en suivant le même processus que les joueurs dans le marché ayant un titre de participation de 10% à 50%. Par comparaison, en vertu des règles d’agrégation proposées en 2013, pour obtenir une exemption pour les entités à participation majoritaire, les joueurs dans le marché auraient été tenus d’obtenir l’approbation affirmative de la CFTC et de fournir certaines certifications supplémentaires.

VI. Application et conformité de la FERC et de la cftc

Le Bureau de l’application de la FERC a continué en 2015 de concentrer ses efforts dans quatre principaux domaines : (1) la fraude et la manipulation du marché; (2) les violations graves des normes de fiabilité obligatoires; (3) les conduites anticoncurrentielles et (4) les conduites qui menacent la transparence des marchés réglementés⁵⁴. Au cours de l’EF 2015, l’Application a continué de se saisir d’affaires sous l’autorité de la FERC en vue d’imposer des sanctions civiles allant jusqu’à 1 million de dollars par jour pour la manipulation du marché et la fraude⁵⁵. La FERC a ouvert 19 nouvelles enquêtes et obtenu des sanctions pécuniaires et la restitution de profits injustes totalisant environ 27 millions de dollars. Avec le litige en suspens dans les tribunaux du district fédéral des États-Unis et devant la Commission, l’Application tente de recouvrer plus de 544 millions de dollars en sanctions civiles et de restituer plus de 42 millions de dollars en présumés profits injustes.

La CFTC a également continué d’exercer de façon agressive son autorité au cours de l’EF 2015, lançant plus de 220 enquêtes et mettant en œuvre 69 mesures d’application, ce qui a donné lieu à plus de 3 milliards de dollars en sanctions pécuniaires. Une importante partie des mesures d’application de la CFTC continuent de viser le secteur de l’énergie, et la CFTC a interdit des pratiques commerciales préjudiciables dans les échanges de marchandises relevant de sa compétence. Des cas connus de la FERC et de la CFTC sont brièvement décrits ci-dessous.

A. Berkshire Power Co. (FERC)

Le 30 mars 2016, la FERC a approuvé une entente de règlement pour plus de 3 millions de dollars en sanctions civiles et en restitution de Berkshire Power Co. et ses entreprises de gestion, Power Plant Management Services LLC, après que l’entreprise ait admis avoir intentionnellement représenté faussement la disponibilité d’une installation de production d’énergie au gaz du Massachusetts⁵⁶. La FERC a fait valoir que les entreprises avaient enfreint la règle anti-manipulation de la Commission⁵⁷, les Market Behavior Rules⁵⁸ (règles de conduite relatives au marché), le tarif ISO-New England (ISO-NE) et certaines normes de fiabilité approuvées par la Commission en dissimulant l’entretien de la centrale. L’entreprise a également plaidé coupable à des violations graves de la Clean Air Act⁵⁹ (CAA) pour avoir trafiqué du matériel de surveillance des émissions à la centrale. Il s’agit d’un exemple notable de la coopération croissante entre l’Application de la FERC et les procureurs des États-Unis au département de la Justice.

B. Maxim Power Corporation (FERC)

Le 1^er mai 2015, la FERC a rendu un décret imposant des sanctions civiles à Maxim Power Corporation, à plusieurs de ses affiliés et à un employé alléguant qu’ils avaient enfreint la règle anti-manipulation de la Commission au moyen d’un stratagème visant à percevoir environ 3 millions de dollars en paiements surfacturés d’ISO-NE pour des activités de fiabilité en facturant le tarif ISO pour du pétrole coûteux alors qu’ils utilisaient du gaz naturel beaucoup moins coûteux⁶⁰. La FERC a également déterminé que Maxim avait enfreint sa règlementation sur les fausses déclarations en représentant faussement ou en omettant du matériel dans ses communications avec ISO-NE Market Monitor⁶¹. La FERC a imposé des sanctions civiles de 5 millions de dollars à Maxim et de 50 000 $ à un employé, un commissaire ayant exprimé sa dissension à l’égard du décret de la Commission.

Le 1^er juillet 2015, le personnel de l’Application a déposé une pétition devant la Cour de district des États-Unis pour le district du Massachusetts pour l’exécution du décret de la Commission, et les intimés ont présenté une requête pour le rejet de la pétition le 4 septembre 2015⁶². La requête est en instance devant la Cour.

C. BP America Inc. et al. (FERC)

Le 13 août 2015, un magistrat du droit administratif à la FERC a rendu une décision initiale, concluant que BP America Inc., BP Corporation North America Inc., BP America Production Company et BP Energy Company (collectivement BP) avait illégalement manipulé un certain marché de gaz naturel à Houston de septembre à novembre 2008. Le personnel de l’Application a allégué une manipulation en citant, entre autres choses, une activité de marché nettement modifiée par BP à différents points au Texas suivant l’ouragan Ike, et un appel téléphonique enregistré démontrant qu’un négociant subalterne s’était rendu compte que les activités de BP constituaient de la manipulation et en avait fait part à son superviseur.

La décision initiale imposait des sanctions totalisant 28 millions de dollars et 800 000 $ en restitution de profits injustes, ce qui équivaut au montant avancé dans l’ordonnance rendue par la Commission le 5 août 2013⁶³. Les audiences se sont prolongées sur deux semaines et étaient les premières audiences pour la présentation de preuves depuis plusieurs années concernant une allégation de manipulation du marché. La communication préalable de la preuve comprenait 23 témoignages, y compris de différents experts pour l’Application et BP, et le dossier de l’audience comptait 325 pièces et 2 657 pages de transcription. La décision initiale et les exposés des faits post-audience des parties sont en instance devant la Commission.

D. Lincoln Paper and Tissue LLC et al. (FERC)

Le 29 août 2013, la FERC a rendu des décrets⁶⁴ imposant des sanctions civiles de 5 millions de dollars, de 7,5 millions de dollars et de 1,25 million de dollars à Lincoln Paper and Tissue LLC (Lincoln), Competitive Energy Services LLC (CES) et Richard Silman (Silkman), associé directeur de CES, respectivement, alléguant que ces parties avaient manipulé les marchés de réponse à la demande d’ISO-NE⁶⁵. Les décrets comprenaient également la restitution de profits injustes d’environ 380 000 $ de la part de Lincoln et de 170 000 $ de CES.

Le 2 décembre 2013, la FERC a déposé des pétitions devant la Cour de district des États-Unis pour le district du Massachusetts demandant des ordonnances pour affirmer l’imposition de sanctions contre Lincoln, CES et Silkman⁶⁶. Le 19 décembre 2013 et le 14 février 2014, les parties ont proposé de rejeter la plainte de la FERC, faisant valoir : (1) que l’allégation de la FERC pour des sanctions civiles était proscrite par une loi de prescription de cinq ans; (2) que la conduite de Lincoln ne relevait pas de la compétence de la FERC parce les États ont le contrôle exclusif de la règlementation de la réponse à la demande; (3) que la FERC a omis de fournir un avis de la conduite qu’elle considère maintenant inappropriée et (4) que la plainte de la FERC n’expose pas les motifs de sa demande avec précision⁶⁷.

La décision de la Cour suprême dans EPSA, abordée plus haut, confirmant l’autorité de la FERC en matière de compensation de la réponse à la demande dans les marchés organisés de l’électricité de gros éliminait l’incertitude quant à savoir si les tribunaux feraient abstraction du litige d’application en matière de réponse à la demande en raison d’un défaut de compétence. Le 11 avril 2016, la Cour a rejeté les requêtes en irrecevabilité et transféré le litige en matière de réponse à la demande à la Cour de district fédérale pour le district du Maine⁶⁸.

E. Barclay’s Bank PLC (FERC)

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), en plus d’imposer des sanctions civiles totalisant 18 millions de dollars à certains négociants soupçonnés d’avoir manipulé les marchés de l’énergie en Californie et dans les environs entre 2006 et 2008⁶⁹. La sanction imposée à Barclays est la plus importante de son genre dans l’histoire de l’agence. Barclays et les négociants individuels ont nié les allégations de la FERC et décidé de contester les sanctions devant la Cour fédérale.

Le 9 octobre 2013, la FERC a déposé une pétition devant la Cour de district des États-Unis pour le district Est de la Californie en vue de rendre un décret confirmant l’imposition de sanctions à Barclays et aux négociants individuels. Barclays et les négociants individuels ont répondu le 16 décembre 2013 en présentant une requête visant à rejeter la pétition de la FERC⁷⁰. Le 20 mai 2015, la Cour a rejeté la requête en irrecevabilité⁷¹. La question est toujours en instance devant la Cour, qui n’a pas encore déterminé si les défendeurs ont un plein droit d’interrogatoire préalable en vertu du contrôle de novo prescrit par la FPA. L’appel des défendeurs à l’égard de deux décrets préliminaires de la Cour de district devant la Cour d’appel des États-Unis pour le neuvième circuit a été rejeté comme étant prématuré⁷².

F. Enquêtes, règlements et procédures concernant les transactions jusqu’à congestion (FERC)

La FERC a poursuivi ses allégations de « jeu» des règles du marché dans le marché PJM au titre de la règle anti-manipulation en rapport à ce qui est connu sous le nom de « transaction jusqu’à congestion » (TJAC). La FERC définit les TJAC comme « un produit qui permet aux négociants de tirer un profit si l’écart dans le prix de congestion entre deux points de jonction change favorablement entre le marché du prochain jour (MPJ) et le marché en temps réel (MTR) »⁷³. Pour être profitable, l’écart qui se crée doit dépasser les coûts de l’échange. Des enquêtes et litiges connus sont abordés ci-dessous.

1. Powhatan Energy Fund, LLC

Le 29 mai 2015, la Commission a rendu un décret imposant des sanctions civiles, dans lequel il a imposé des pénalités à Powhatan Energy Fund, LLC (16,8 millions de dollars), HEEP Fund Inc. (1,92 million de dollars), CU Fund Inc. (10,08 millions de dollars) et le négociant principal des entreprises Houlian « Alan » Chen (1 million de dollars) (collectivement les « Intimés Powhatan ») et a ordonné aux entités constituées de restituer les fonds présumés injustes. Le décret suivait l’ordonnance de justifier et l’avis de proposition de sanction rendus par la FERC le 17 décembre 2014 alléguant que les Intimés Powhatan avaient pris part à des TJAC manipulatoires « en plaçant celles-ci dans des directions opposées sur les mêmes voies, dans les mêmes volumes et au cours des mêmes heures dans le but de créer l’illusion de TJAC de bonne foi et ainsi de récolter de grandes quantités de répartitions d’excédents de pertes marginales (REPM) que PJM avait distribué à ce moment à des TJAC avec transport payé » et proposant des sanctions civiles aux mêmes montants⁷⁴.

En 2014, après que la FERC ait émis un avis de violations alléguées contre les Intimés Powhatan concernant de présumées violations de la règle anti-manipulation pour des TJAC⁷⁵, Powhatan a pris des mesures sans précédent en mettant sur pied un site Web en vue de répondre publiquement aux allégations en question⁷⁶. Le site Web contenait un résumé des communications entre la FERC et les représentants juridiques de Powhatan, des exposés de principe et des vidéos d’experts, de même que d’autre matériel lié à la défense de Powhatan. Le site Web soutenait que l’enquête de la FERC nuisait au cours normal de la loi parce qu’il n’y avait pas de règles préexistantes de la FERC stipulant que les transactions étaient illégales. Powhatan a aussi soutenu avoir conclu la transaction en question de façon ouverte et transparente sans dissimulation ni fausse représentation, et que des activités visant à tirer avantage des lacunes du marché ne constituaient pas de la manipulation⁷⁷.

Le 31 juillet 2015, le personnel de l’Application a déposé une pétition devant la Cour de district des États-Unis pour le district Est de la Virginie pour l’application du décret de la Commission⁷⁸. Le 19 octobre 2015, les intimés ont déposé une requête pour le rejet de la pétition, et cette requête a été rejetée le 8 janvier 2016. Les Intimés Powhatan ont également déposé une requête en autorisation pour présenter du matériel supplémentaire au-delà de ce qui avait été inclus dans le dossier d’enquête de la FERC, et la cour n’a toujours pas rendu de jugement relativement à cette requête ni déterminé la portée du contrôle de novo exigé par la FPA.

2. City Power Marketing, LLC

Le 2 juillet 2015, la Commission a rendu un décret imposant des sanctions civiles à City Power Marketing, LLC (City Power) et son propriétaire, K. Stephen Tsingas⁷⁹. La Commission a jugé que City Power et Tsingas avaient enfreint la règle anti-manipulation de la Commission en s’engageant dans des TJAC frauduleuses sur le marché PJM au cours de l’été 2010. Dans sa conclusion, la Commission a déterminé que City Power et Tsingas s’étaient engagés dans trois types de transactions en vue de percevoir injustement des paiements de REPM destinés à des TJAC de bonne foi : (1) transactions « aller-retour » qui constituaient des transactions fictives, (2) transactions entre les points d’exportation et d’importation (IMPSUD et EXPSUD) aux mêmes prix, et (3) transactions entre deux autres points (qui présentaient des écarts de prix minimaux), non pas pour tirer profit du changement dans les écarts mais plutôt dans le but de percevoir des paiements de REPM. Une partie du raisonnement de la Commission était que les transactions de City Power étaient intrinsèquement frauduleuses parce qu’elles avaient été planifiées de façon à s’annuler les unes les autres et qu’elles comportaient peu ou pas de risques économiques.

La Commission a également jugé que City Power avait enfreint l’article 35.4b) du règlement de la Commission en faisant des déclarations fausses ou trompeuses et en omettant du matériel dans ses communications avec le personnel de l’Application afin de dissimuler l’existence de messages instantanés pertinents. La Commission a imposé des sanctions civiles de 14 millions de dollars à City Power et de 1 million de dollars à Tsingas, et a ordonné une restitution de 1 278 358 $ en profits injustes, plus les intérêts.

Le 1^er septembre 2015, le personnel de l’Application a déposé une pétition devant la Cour de district des États-Unis pour le district de Columbia en vue de l’exécution du décret de la Commission⁸⁰. Le 2 novembre 2015, les intimés ont présenté une requête pour le rejet de la pétition et cette requête demeure en instance. Comme dans l’autre litige en instance fédérale, les intimés ont contesté les procédures d’application de la FERC et ont fourni un bref exposé de la question de savoir quelles devraient être la portée et la nature du contrôle de novo.

B. Règlements des cas de violation des normes de fiabilité (FERC)

La FERC continue de superviser et d’assurer la conformité aux normes de fiabilité en collaboration avec la North American Electric Reliability Corporation (NERC), les organismes d’autorèglementation de l’industrie et les entités régionales de la NERC en matière de fiabilité. L’application de la fiabilité est d’un intérêt particulier parce que les normes de fiabilité sont obligatoires et exécutoires dans les provinces de l’Ontario, du Nouveau-Brunswick, de l’Alberta, de la Colombie-Britannique, du Manitoba et de la Nouvelle-Écosse, et sont en voie d’être adoptées au Québec⁸¹.

En 2015, la FERC a conclu d’importants règlements avec quatre entités relativement à une panne d’électricité d’envergure survenue le 8 septembre 2011 et ayant causé une perte de charge ferme de plus de 30 000 MWh dans la région de San Diego, ainsi que dans des parties de l’Arizona et du Mexique. Pour leurs infractions importantes résultant de procédures opérationnelles inadéquates et du défaut d’avoir pris les mesures d’urgence nécessaires pour limiter les pannes en cascade au cours de cet incident, le California Independent System Operator (CAISO), la Southern California Edison Company (SEC), Western Area Power Authority-Desert Southwest Region et le Western Electricity Coordinating Council ont payé des sanctions civiles totalisant plus de 22 millions de dollars et accepté d’être assujettis à de nombreuses activités d’atténuation ainsi qu’à une surveillance de la conformité⁸².

C. Panther Energy / Coscia Spoofing (CFTC)

La CFTC a déposé des accusations contre la firme de commerce de produits de base Panther Energy Trading LLC, et son négociant Michael J. Coscia en 2013 et réglé la cause, percevant une sanction civile de 2,8 millions et ordonnant une restitution totalisant 1,4 million de dollars. Les entités s’étaient engagées dans la pratique de commerce nuisible de la « mystification » en utilisant un algorithme informatique pour introduire illégalement et annuler rapidement des demandes et des offres pour des contrats à terme négociés en bourse, y compris pour du pétrole brut et du gaz naturel, afin de donner l’impression qu’il y avait un intérêt d’achat considérable sur les marchés⁸³. Coscia a été reconnu coupable sous des chefs d’accusations criminelles fédérales en novembre 2015 pour les mêmes allégations que celles sur lesquelles était fondé la sanction civile, dans la première poursuite criminelle pour mystification⁸⁴.

VII. BRUT PAR CHEMIN DE FER

Comme solution de rechange au transport de pétrole brut par pipeline, l’industrie nord-américaine du brut s’est de plus en plus tournée vers le transport par chemin de fer pour approvisionner les États-Unis en pétrole brut. Entre 2008 et 2014, les chargements de brut par chemin de fer (BPCF) ont augmenté presque exponentiellement. Toutefois, parallèlement à l’augmentation du BPCF, les déraillements et explosions ont également augmenté, soulevant d’importantes préoccupations en matière de sécurité publique et d’environnement. Dans la catastrophe probablement la plus notoire, en juillet 2013, un train transportant du pétrole brut en provenance du Dakota du Nord a explosé à Lac-Mégantic, au Québec, tuant 47 personnes. Depuis la catastrophe de 2013, plusieurs autres déraillements et explosions se sont produits aux États-Unis, mettant en danger la vie d’environ 25 millions de citoyens américains vivant à l’intérieur de la zone d’évacuation longeant les routes de transport de BPCF.

Aux États-Unis, plusieurs organismes de règlementation ont la capacité de mettre en œuvre des règles et des lignes directrices qui façonnent la sécurité du BPCF. De façon générale, le Département des Transports (DOT) des États-Unis est chargé de la surveillance réglementaire du BPCF comme moyen de transport ferroviaire. Le DOT doit également assurer la surveillance de deux sous-organismes importants qui l’aident dans l’exécution de son mandat de règlementation – la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (administration pour la sécurité des pipelines et des matières dangereuses – PHMSA) et la Federal Railroad Administration (administration fédérale des chemins de fer – FRA). La PHMSA conserve l’autorité réglementaire concernant l’emballage des matières dangereuses pour le transport, y compris les wagons utilisés dans le transport de BPCF, alors que la FRA assure la promotion de la sécurité ferroviaire pour le DOT dans les bureaux de sécurité régionaux.

Les préoccupations concernant la sécurité du transport de BPCF ont mené à la mise en œuvre de plusieurs nouvelles règles et politiques administratives au cours des dernières années. Plus récemment, le 1^er mai 2015, le DOT a annoncé une règle définitive pour le transport de liquides inflammables par chemin de fer. La règle requiert : (1) des normes plus rigoureuses relativement aux wagons-citernes et des exigences de modernisation pour les plus vieilles citernes destinées au transport de BPCF; (2) des nouvelles normes de freinage afin de réduire la gravité des accidents et les « carambolages »; (3) des nouveaux protocoles opérationnels pour les citernes de BPCF, y compris des exigences en matière d’itinéraire, des limites de vitesse et des renseignements pour les organismes gouvernementaux locaux; et (4) de nouvelles exigences en matière d’échantillonnage et d’essai afin d’améliorer la classification des produits énergétiques introduits dans le réseau de transport ferroviaire⁸⁵. Ces règles s’appliquent à une nouvelle catégorie de transport, les trains à risque élevé d’inflammation, qui sont définis comme « un bloc continu de 20 wagons-citernes ou plus chargés de liquide inflammable ou 35 wagons-citernes ou plus chargés d’un liquide inflammable répartis sur un train ».

VIII. Fin de l’interdiction visant les exportations de pétrole brut et élargissement de certains crédits d’impôt pour l’énergie renouvelable

Le 18 décembre 2015, le président Obama a promulgué un projet de loi comportant des affectations de crédits de 1,8 billion de dollars et contenant la levée d’une interdiction de 40 ans visant les exportations de pétrole brut en provenance des États-Unis. En raison de l’adoption de l’Energy Policy and Conservation Act of 1975⁸⁶ (EPCA), l’exportation de pétrole brut était interdite en l’absence de certaines exemptions particulières accordées par le département du Commerce des États-Unis en réponse à la crise du pétrole de 1973.

L’inclusion de la levée dans le projet de loi comportant des affectations de crédits était considérée comme un compromis entre les républicains et l’industrie pétrolière, qui réclamait depuis longtemps cette levée, en contrepartie de plusieurs mesures environnementales largement soutenues par les démocrates et les organismes à vocation environnementale, y compris l’élargissement et l’élimination progressive de certains crédits d’impôt pour l’énergie renouvelable, le renouvellement de l’autorisation d’un fonds de conservation pour trois ans et l’exclusion d’autres mesures visant à contrecarrer les efforts de règlementation environnementale du président Obama. Plus particulièrement, le projet de loi comportant des affectations de crédits prorogeait la date d’expiration du crédit d’impôt de production au 31 décembre 2019 pour les installations éoliennes en début de construction, avec une réduction progressive pour les projets éoliens en début de construction commençant après le 31 décembre 2016.

Les pressions pour la levée de l’interdiction visant l’exportation de pétrole brut étaient en partie attribuables à la croissance rapide de la production de pétrole aux États-Unis au cours des dernières années. Entre août 2008 et la fin de 2015, la production de pétrole des États-Unis a augmenté d’environ 90%. Bien que l’administration Obama ait déjà menacé d’opposer son veto aux lois comprenant une levée de l’interdiction, la Maison-Blanche a souligné que les États-Unis étaient déjà de grands exportateurs de produits pétroliers raffinés. Certains raffineurs américains de pétrole ont exprimé leur désaccord à l’égard de l’interdiction, mentionnant leur préoccupation à l’effet que la levée de l’interdiction aurait une incidence négative sur leurs entreprises puisque le pétrole brut serait transporté outre-mer pour être raffiné. Les raffineurs de pétrole ont également mentionné que l’interdiction augmenterait les coûts pour les consommateurs et affaiblirait l’indépendance énergétique des États-Unis en les obligeant à faire davantage appel à des raffineurs de pétrole étrangers pour s’approvisionner en produits dérivés du pétrole brut.

L’incidence de la levée de l’interdiction visant le pétrole brut reflète une nouvelle réalité géopolitique de la sécurité pétrolière croissante des États-Unis. L’approvisionnement des marchés mondiaux en pétrole brut en provenance des États-Unis pourrait améliorer la position de la communauté mondiale dans les pourparlers avec la Russie et l’Iran, étant donné que pour l’Europe, l’Inde et le Japon, le risque de perdre l’approvisionnement en pétrole brut en provenance de la Russie et de l’Iran pourrait être atténué en faisant appel aux exportations américaines. À l’échelle nationale, les groupes environnementaux ont exprimé leur préoccupation concernant la levée de l’interdiction, les augmentations correspondantes des activités de fracturation hydraulique, la pollution de l’air et de l’eau et le soutien réduit aux énergies renouvelables.

IX. Plan d’action sur le climat

La règle distinctive de l’administration Obama à l’égard du climat dans le cadre de son plan d’action sur le climat – le Clean Power Plan (plan d’énergie propre – CPP) – est essentiellement en suspens en raison des contestations judiciaires qui font leur chemin devant les tribunaux fédéraux. Dans l’intervalle, les États répondent de différentes façons, certains allant de l’avant avec la mise en œuvre du CPP, alors que d’autres ont interrompu leurs efforts. Le sort ultime du CPP pourrait grandement dépendre de la personne qui remplira le siège laissé vacant à la Cour suprême des États-Unis à la suite du décès du juge Antonin Scalia; ce qui devrait à son tour dépendre du résultat de l’élection présidentielle en novembre.

A. Aperçu du CPP

L’Environmental Protection Agency (EPA) des États-Unis a publié une règle définitive adoptant le CPP en août 2015, faisant état de « risques immédiats » pour la sécurité nationale, la santé publique et l’économie⁸⁷. Ces politiques ambitieuses, adoptées en vertu de l’article 111d) de la CAA, établissent les toutes premières normes nationales visant à limiter les émissions de gaz à effet de serre (GES) produites par les centrales électriques. Pleinement mise en œuvre, cette règle pourrait avoir des répercussions considérables sur la production, le transport et la consommation d’électricité aux États-Unis.

Conformément au CPP, les États-Unis sont tenus de réduire les émissions de gaz à effet de serre produites par les centrales électriques de 32% sous les niveaux de 2005 d’ici 2030, atteignant des cibles intérimaires de réduction des émissions pour 2022 et jusqu’à 2029. Les cibles finales de conformité pour 2030 doivent être maintenues par la suite. Des cibles individualisées pour chaque État sont établies au moyen d’analyses des livres d’émissions de carbone par mégawattheure (MWh) d’électricité produit en fonction des données historiques de 2012.

Le CPP donne aux États la souplesse nécessaire pour adopter des approches individualisées en vue d’atteindre les objectifs de conformité fixés. En permettant la conversion des objectifs visés d’émissions fondés sur des taux en normes fondées sur les tonnes d’émissions par année (normes fondées sur la masse), la règle ouvre la voie à l’adoption et à l’élaboration plus approfondie de programmes axés sur la concurrence comme le programme de quotas d’émissions cessibles de carbone en Californie et la Regional Greenhouse Gas Initiative (initiative régionale relative aux émissions de gaz à effet de serre) dans le Nord-Est.

En vertu de la règle définitive, les États ont jusqu’en 2018 pour présenter des plans définitifs de mise en œuvre en vue d’atteindre les cibles de conformité établies et jusqu’en 2022 pour passer à l’action. Toutefois, il n’est pas clair si les objectifs du CPP seront atteints dans les délais établis, ayant fait l’objet de nombreux rebondissements juridiques. En octobre 2015, plusieurs États et groupes de l’industrie ont contesté la règle devant la Cour d’appel de circuit pour le circuit du D.C., laquelle a refusé de suspendre la règle en attente d’une décision. Les intéressés ont ensuite porté leur demande de suspension devant la Cour suprême des États-Unis, qui a surpris les observateurs en accordant la suspension en février 2016. Cette décision a été considérée par plusieurs personnes comme une indication des préoccupations de la cour supérieure à l’égard du CPP et semblait être de bon augure pour les auteurs de la contestation. Mais cette suspension a été accordée dans une décision de 5 contre 4, le juge Scalia ayant voté en faveur de la suspension, quelques jours seulement avant son décès.

Une autre surprise est survenue à la mi-mai 2016, quelques semaines seulement avant l’audition des plaidoiries par le circuit du D.C., lorsque ce tribunal a annoncé sa décision de reporter les plaidoiries au mois de septembre 2016 et de faire réviser le cas en banc (c.-à-d. devant une formation plénière de dix juges plutôt que le nombre habituel de trois). L’audition en banc est inhabituelle, et une audition en banc en première instance – plutôt qu’en nouvelle audience d’un tribunal formé de trois juges – se produit rarement.

Malgré la suspension, l’administration Obama et 19 États continuent de travailler en prévision de la mise en œuvre du CPP. Par exemple, l’EPA va de l’avant avec son programme d’initiative d’énergie propre, un programme volontaire permettant aux États d’encourager les investissements faits tôt dans la production d’énergie éolienne et solaire, de même que les mesures favorisant l’efficacité énergétique dans les communautés à faible revenu. Toutefois, 20 autres États ont suspendu leurs efforts, et trois États et Washington (D.C.) sont exemptés de la règle. Les législateurs de près de 20 États ont proposé des lois, avec l’appui de groupes financés par l’industrie, qui interdiraient tout travail à des activités de planification de la conformité au CPP.

B. Règlement sur les émissions de méthane

L’administration Obama a mis au point trois nouvelles règles qui visent à modérer les émissions de méthane provenant de puits de pétrole et de gaz nouveaux, reconstruits ou modifiés⁸⁸. Le méthane est un GES prédominant, n’étant surpassé que par le dioxyde de carbone, avec 25 fois le potentiel de réchauffement planétaire à poids égal⁸⁹. Il s’agit de la toute première règlementation du méthane par l’EPA dans une industrie.

Ces règles ont été établies dans le but de prévenir le rejet de 510 000 tonnes de méthane – 11 millions de tonnes métriques d’émissions équivalentes de dioxyde de carbone – d’ici 2025. L’EPA estime que ces règles auront des effets bénéfiques sur le climat de l’ordre de 690 millions de dollars, comparativement aux coûts estimatifs de la règle de 530 millions de dollars en 2025. L’EPA prévoit également des réductions dans les composés organiques volatils et d’autres toxiques atmosphériques, ce qui aurait des effets bénéfiques sur la santé.

La première règle établit les normes d’émissions de méthane pour les sources nouvelles, reconstruites et modifiées en vertu de l’article 111b) de la CAA. La deuxième règle donne des précisions en vue de déterminer si le matériel pétrolier et gazier et les activités font partie d’une seule « source fixe ». La troisième règle peaufine et modifie les règlements concernant les sources mineures sur les terres indiennes fédérales.

Alors que les écologistes saluent ces mesures, l’industrie du pétrole et du gaz, elle, reproche à l’EPA d’avoir fondé les règles sur des données incohérentes concernant les niveaux actuels d’émissions de méthane. L’industrie se prépare également à des règles futures qui pourraient être imposées aux sources existantes, comme l’indique la demande de collecte de renseignements de l’EPA concernant les exploitations existantes des sociétés pétrolières et gazières.

X. nouvelles plates-formes de distribution d’électricité

La réforme de la vision de l’énergie de la Commission des services publics de New York

En 2014, la New York Public Service Commission (NYPSC) a engagé une procédure, le dossier 14-M-0101, Reforming the Energy Vision (réforme de la vision de l’énergie – REV), assortie d’une procédure complémentaire, le dossier 14-M-0094. La REV a pour but de mieux informer les clients, de stimuler le marché, d’accroître l’efficacité globale, la fiabilité et la résilience du réseau ainsi que la diversité des combustibles et des ressources, et de réduire les émissions de carbone. La procédure complémentaire porte sur l’avenir des programmes d’énergie propre de New York actuellement financés à même les frais supplémentaires facturés aux clients pour la portion de livraison de leurs factures de services publics. Cette procédure est observée de près par plusieurs état à travers les États-Unis.

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 fournisseur de plates-formes pour réseaux décentralisés (FPRD), tel que décrit dans le cadre préliminaire du personnel de la NYPSC. La deuxième phase est axée sur les modifications à la règlementation et les questions de tarification. Des groupes de travail ont été formés et travaillent aux deux phases. Dans un décret datée du 26 février 2015 dans le cadre de la procédure REV, la NYPSC a également introduit une phase pour le renouvelable à grande échelle (RGE).

La NYPSC a rendu une série de décrets au cours des dernières années concernant diverses questions relatives au REV. Les décrets servent principalement à établir des cadres analytiques pour différentes questions. Par exemple, comment procéder à des analyses de l’efficacité par rapport au coût et comment élargir la portée de la procédure⁹⁰.

La NYPSC a pris une importante décision, notant que les initiatives de REV et de fonds d’énergie propre (FEP) pouvaient avoir au moins une répercussion néfaste sur l’environnement et a donc demandé la préparation d’un énoncé des incidences environnementales (EIE). Un EIE provisoire a été publié le 14 octobre 2014. La NYPSC a accepté l’EIE et l’a estimé complet le 24 février 2016⁹¹.

XI. Stockage d’énergie

Le stockage d’énergie continue de susciter de plus en plus l’attention du gouvernement fédéral et des États, alors que les services publics et les exploitants de réseaux se demandent comment intégrer de grands volumes de ressources intermittentes comme l’éolien et le solaire dans les réseaux électriques conçus pour les sources plus traditionnelles de production d’énergie. Le stockage, que ce soit à l’échelle des services publics et des consommateurs ou à des échelles intermédiaires, est un moyen supplémentaire d’équilibrer et de configurer le débit provenant de ressources intermittentes pour répondre à la demande de la clientèle.

Toutefois, le stockage pose des défis réglementaires uniques. Les systèmes de stockage d’énergie permettent de classer les unités individuelles de stockage dans les catégories de la production, de transport ou distribution, et/ou des charges, ce qui complique leur incorporation dans les structures réglementaires existantes.

A. Progrès fédéraux

La FERC a rendu le décret 784⁹² en 2013. Ce décret enjoignait les opérateurs du marché de gros à trouver des moyens de monétiser les ressources de « réponse rapide »; c.-à-d. les dispositifs de stockage comme les batteries et les volants d’inertie. Après plusieurs ordres concernant la mise en place de l’ordre 784 dans différents ORT/ERI, la FERC a rendu un décret complémentaire le 11 avril 2016, dans le dossier numéro AD16-20-000 concernant la « participation des ressources de stockage d’électricité dans les marchés organisés de l’électricité de gros, soit les organisations régionales de transport ou ORT et les exploitants de réseaux indépendants ou ERI ». La FERC veut savoir « si des mesures supplémentaires seront nécessaires pour relever les obstacles que peut poser la participation du stockage d’électricité dans les marchés d’ORT et d’ERI ».

B. Californie

Tel que décrit en détail dans La position de Washington de l’an dernier, la Californie a pris les devants pour intégrer le stockage d’énergie dans la planification des ressources par ses services publics d’électricité. L’Assembly Bill (projet de loi de l’assemblée – AB) 2514⁹³ donnait la directive à la Commission des services publics de la Californie (CPUC) de déterminer les objectifs appropriés, le cas échéant, pour que chaque fournisseur d’électricité local (FEL) se procure des systèmes viables de stockage d’énergie. La CPUC a lancé l’établissement de règles (R.) 10-12-007 pour mettre en œuvre l’AB 2514. R 10-12-007 a débouché sur la décision (D.) 13-10-040 en 2013. Cette décision exige des trois plus grands services publics d’électricité appartenant au secteur privé (SPASP) de la Californie qu’ils disposent d’une capacité de stockage d’énergie de 1 325 MW d’ici 2020. La CPUC a divisé les 1 325 MW en cibles d’approvisionnement biennales par « domaine de réseau » en 2014, en 2016, en 2018 et en 2020 :

• Cibles pour les SPASP : 1 325 MW de stockage d’ici 2020 en 4 sollicitations biennales (commençant en décembre 2014)
  • PG&E 580 MW
  • SCE 580 MW
  • SDG&E 165 MW
• Cibles ci-dessus divisées en trois « domaines de réseau de stockage »:
  • Transport-raccordé,
  • Niveau distribution,
  • Applications compteur côté client
  • Charge autre que services publics servant aux cibles d’entités ~ 1 % de la charge maximale d’ici 2020

En septembre 2013, la CAISO, la CPUC et la Commission de l’énergie de la Californie ont annoncé la création d’un partenariat pour élaborer une feuille de route conjointe pour le stockage d’énergie afin de faire progresser la question du stockage d’énergie 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, et un atelier a été organisé en octobre pour discuter de la version provisoire et obtenir des commentaires. La feuille de route définitive était achevée à la fin de 2014.

D.13-10-040 donnait la directive de procéder à une évaluation exhaustive du Energy Storage Framework and Design Program (programme de cadre et de conception du stockage d’énergie) au plus tard en 2016, et une fois tous les trois ans par la suite. En conformité avec la directive de la D.13-10-040, la CPUC a lancé, l’an dernier, un nouveau processus d’établissement de règles dans le cadre de sa mise en œuvre courante de l’AB 2514. Le nouveau décret instituant l’établissement de règles (DIER) portait le numéro de dossier R.15-03-011 et était intitulé « Order Instituting Rulemaking to consider policy and implementation refinements to the Energy Storage Procurement Framework and Design Program (D.13-10-040, D.14-10-045) and related Action Plan of the California Energy Storage Roadmap » (décret instituant l’établissement de règles pour examiner de possibles améliorations en matière de politique et de mise en œuvre à apporter au programme de cadre d’acquisition et de conception du stockage d’énergie [D.13-10-040, D.14-10-045] et le plan d’action connexe de la feuille de route pour le stockage d’énergie de la Californie). Comme le nom du processus le sous-entend, il s’agit d’un examen global de toutes les politiques de la CPUC (et des pratiques connexes des SPASP) concernant le stockage d’énergie⁹⁴. La CPUC a tenu un atelier au cours du processus et d’autres ateliers sont prévus. La CPUC n’a pas encore rendu de décision dans le cadre du nouveau processus d’établissement de règles.

La CPUC a également encouragé l’acquisition de ressources de stockage dans son processus concernant le retrait prématuré de la San Onofre Nuclear Generating Station (SONGS). D.13-02-015 ordonnait à la SCE d’entreprendre un processus d’adjudication auprès de « toutes les sources » pour les ressources concernant les besoins locaux en matière de fiabilité résultant de la fermeture de la SONGS. La Commission a autorisé la SCE à disposer d’une capacité électrique entre 1 400 MW et 1 800 MW dans le sous-secteur de l’Ouest de Los Angeles et entre 215 MW et 290 MW dans le sous-secteur de Moorpark. Du total de 1 800 MW autorisé, la Commission a ordonné de disposer d’au moins 50 MW à partir de ressources de stockage d’énergie et a dit que les 750 MW supplémentaires de la nouvelle capacité pouvait être assurés par le stockage d’énergie.

Le 5 novembre 2014, la SCE a annoncé qu’elle avait conclu des marchés pour 2 221 MW d’électricité en conformité avec D.13-02-015. De ce total, la SCE a conclu des marchés avec des fournisseurs de stockage pour 260 MW, comprenant 24 contrats distincts. Cela équivaut à cinq fois la quantité prescrite par la CPUC pour la SCE dans D.13-02-015 pour les ressources de stockage d’énergie, bien que seulement un peu plus du tiers du maximum dont pouvait disposer la SCE. En novembre 2015, la CPUC a approuvé la demande d’approbation de la SCE pour ces marchés.

XII. Production distribuée et facturation nette

Les commissions étatiques sur les services publics de partout aux États-Unis continuent de se demander comment intégrer la production décentralisée et la « facturation nette » à la conception tarifaire. Les services publics ont indiqué que le fait de donner aux consommateurs un crédit pour l’énergie produite avec la production décentralisée (comme les panneaux solaires résidentiels branchés au réseau) réduisait de manière inéquitable les recettes des services publics. Comme 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. Les différents États abordent ces questions de différentes façons.

A. Établissement de règles pour les ressources de distribution

1. Propositions pour les ressources énergétiques de distribution et les plans de ressources de distribution

Pendant plus d’une décennie, la Californie exigeait de chacun de ses SPASP d’électricité d’examiner les ressources énergétiques de distribution (RED) n’appartenant pas aux services publics comme solution de rechange aux investissements dans son réseau de distribution pour garantir un service de distribution d’électricité fiable au coût le plus bas possible⁹⁵. En 2013, la législature de la Californie a adopté l’article 769 du Code des services publics, exigeant que les SPASP présentent des propositions de plans de ressources de distribution (PRD) à la CPUC. L’article 769 exige que les SPASP présentent des PRD qui reconnaissent le besoin d’investissements, qui intègrent la distribution de ressources énergétiques rentables et qui cernent les facteurs susceptibles de faire obstacle au déploiement de la distribution des ressources énergétiques. La CPUC est autorisée à modifier et à approuver les PRD de SPASP, « 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 distribuées »⁹⁶.

En août 2014, la CPUC a lancé le processus d’établissement de règles 14-08-013 afin d’établir des politiques, des procédures et des règles pour orienter les SPASP dans l’élaboration de leurs PRD, et pour examiner, modifier ou approuver les plans. Ces derniers ont pour but d’amorcer le processus visant à amener les SPASP vers une intégration plus complète de la RED dans la planification, l’exploitation et l’investissement. L’article 769 exige que les PRD présentent un plan pour l’intégration d’une distribution rentable des ressources énergétiques dans la planification et l’exploitation des réseaux de distribution électrique des SPASP dans le but d’apporter des avantages nets aux contribuables. Dans leurs PRD, les SPASP doivent définir les critères à utiliser pour déterminer ce qui constitue un emplacement optimal pour le déploiement de la RED, pour ensuite déterminer les valeurs particulières de l’emplacement de la RED, les tarifs augmentés ou nouveaux et les programmes à l’appui d’un déploiement efficace de la RED et de l’élimination des obstacles particuliers à son déploiement.

R.14-08-013 demeure ouverte et est regroupée avec les demandes de services publics de grande envergure pour l’approbation de PRD individuelles : A.15-07-002 (SCE), A.15-07-003 (SDG&E) et A.15-07-006 (PG&E). La CPUC prévoit rendre une décision dans le cadre de ce processus au début 2017.

Parallèlement, la CPUC est allée de l’avant avec R.14-10-003, le décret intitulé « Order Instituting Rulemaking to Create a Consistent Regulatory Framework for the Guidance, Planning and Evaluation of Integrated Distributed Energy Resources ». Les questions à l’étude comprennent : « 1) une détermination de la façon dont les ressources énergétiques distribuées nécessaires pour répondre aux caractéristiques et aux valeurs requises – lesquelles seront déterminées dans R.14-08-013 et al. – seront acquises; 2) une mise en valeur de l’intégration des ressources énergétiques distribuées de façon globale; et 3) un examen de l’adoption de mesures d’incitation locales et des méthodes utilisées pour déterminer ces mesures d’incitation »⁹⁷.

2. Facturation nette de l’énergie

En vertu de l’AB 327⁹⁸, édicté en 2013, la CPUC avait jusqu’au 31 décembre 2015 pour élaborer un contrat ou un tarif type qui s’appliquerait aux producteurs-clients qui disposent d’installations solaires de toit ou d’autres dispositifs de production décentralisée.

Le 28 janvier 2016, la CPUC a approuvé la décision (D.) 16-01-044, adoptant un nouveau tarif de facturation nette d’énergie (FNE) qui poursuit la structure de FNE existante tout en apportant des modifications afin d’harmoniser les coûts des clients de la nouvelle FNE plus étroitement avec ceux de clients n’utilisant pas la FNE⁹⁹. La décision de la CPUC :

• préserve largement les paiements de détail pour les producteurs résidentiels d’énergie solaire sur toit;
• ajoute de nouveaux coûts d’interconnexion et des frais incontournables pour les systèmes solaires décentralisés;
• impose de nouvelles exigences minimales de facturation.

La décision proposée se garde d’« imposer des frais de demande, des frais d’accès au réseau, des droits de capacité installée, des droits de réserve ou des frais fixes similaires aux clients résidentiels [de facturation nette d’énergie], alors que la [CPUC] continue d’évaluer leur nécessité ». De plus, les projets solaires supérieurs à 1 mégawatt sont admissibles à la facturation nette, pourvu qu’ils puissent payer les frais connexes d’interconnexions et de mise à niveau.

Les services publics ont présenté des lettres d’avis à la CPUC mettant en œuvre les nouvelles exigences le 29 février 2016. L’examen des lettres d’avis par le personnel de la CPUC est en cours.

Le projet de loi du Sénat (SB 793)¹⁰⁰, le Green Tariff Shared Renewables Program (programme d’énergies renouvelables partagées à tarifs écologiques), a été édicté le 8 octobre 2015 et exige de la CPUC qu’elle fasse en sorte que le programme d’énergies renouvelables partagées à tarif écologique d’un service public participant permette à un client participant de s’inscrire au programme et de recevoir des crédits et des frais de facturation raisonnablement estimés, comme l’a déterminé la Commission, pour une période allant jusqu’à 20 ans.

B. Nevada – Installations solaires de toit et facturation nette

En 2015, la législature du Nevada a édicté SB 374¹⁰¹. Cette loi enjoint les services publics de préparer une étude du coût des services pour les installations solaires de toit et de préparer un nouveau tarif qui entrera en vigueur lorsque les installations solaires de toit au Nevada dépasseront un cumul de 235 MW de capacité installée. Les deux principaux services publics du Nevada, NV Energy et Sierra Pacific, ont déposé des études de coût des services et, le 23 décembre 2015, la Commission des services publics du Nevada (PUCN) a rendu un décret approuvant les dépôts de tarifs des deux services publics¹⁰².

Les tarifs comportent les différences suivantes par rapport aux tarifs pertinents précédents :

• Les tarifs approuvés saisissent la production client et la consommation client à l’heure, plutôt qu’au mois, comme c’était le cas auparavant.
• Les tarifs approuvés évaluent l’excédent d’énergie que les clients qui produisent de l’énergie solaire sur leur toit « vendent » aux services publics à 2,6 (NV Energy) et 2,7 (Sierra Pacific) cents par kWh – une réduction de 76 et de 71%, respectivement, par rapport à la valeur qui leur était créditée antérieurement¹⁰³.
• Les tarifs approuvés augmentent de près de trois fois les frais fixes que les clients de la facturation nette doivent payer aux services publics. Dans le territoire de service de Sierra Pacific, les frais de services mensuels de base pour les clients résidentiels à l’énergie solaire ont augmenté, passant de 15,25 $ à 44,43 $, et dans le territoire de service de Nevada Power, les frais fixes mensuels imposés aux clients résidentiels à l’énergie solaire sont passés de 12,75 $ à 38,51 $¹⁰⁴.

La PUCN a refusé d’inclure les quelques 17 000 clients à l’énergie solaire existants qui avaient déjà installé et raccordé des systèmes solaires de toit dans le régime de taux préexistant¹⁰⁵. Le Nevada est donc le premier État du pays à changer de façon considérable l’économie de la facturation nette sans inclure les clients existants. Cette décision est contestée devant les tribunaux de l’État du Nevada.

* Conseiller principal chez Morrison & Foerster LLP à Washington, D.C., où il représente divers clients pour des questions de règlementation, d’application de la loi, de conformité, de transaction, de commerce, de droit et de politique publique en matière d’énergie. Il agit à titre de rédacteur en chef de l’Energy Law Journal (publié par l’Energy Bar Association) et a déjà occupé les postes d’avocat général et de vice-président pour les politiques législatives et réglementaires chez Constellation Energy. L’auteur aimerait remercier les membres suivants du cabinet d’avocats Morrison & Foerster pour leur contribution à l’élaboration du présent rapport : Zori Ferkin; Julian Hammar; Todd Edmister; Paul Varnado; Ben Fox; Megan Jennings et Lala Wu. Toutefois, les opinions exprimés dans le présent rapport sont les siennes et ne reflètent pas nécessairement celles de Morrison & Foerster ni de ses clients.

1. Pieridae Energy (USA) LTD, décret n^o 3639 du DOE/FE (22 mai 2015) [décret n^o 3639] et Bear Head LNG Corp., décret no 3681 du DOE/FE (17 juillet 2015) [décret n^o 3681](autorisant la réexportation du gaz des États-Unis, sous forme de GNL, vers des pays non membres d’un ALE); Pieridae Energy (USA) Ltd., décret no 3768 du DOE/FE [décret n^o 3768], et Bear Head LNG Corp., décret n^o 3770 du DOE/FE (5 février 2016) (autorisant la réexportation du gaz des États-Unis, sous forme de GNL, vers des pays non membres d’un ALE) [décret n^o 3770].
2. 15 USC 717b(c).
3. Décret n^o 3770, note 1 à la p 194. « Utilisation finale », comme le définit le DOE est « la combustion ou un autre processus de conversion par réaction chimique (p. ex. conversion au méthanol) ». Décret n^o 3639, supra note 1 à la p 3 n7.
4. Décret n^o 3768, supra note 1 à la p 229; Décret n^o 3770, supra note 1 à la p190.
5. Décret n^o 3639, supra note 1 à la p 4.
6. Bear Head LNG Corporation, DOE/FE, décret n^o 3769 (5 février 2016) [décret n^o 3769].
7. Ibid à la p 9.
8. Ibid aux p 9-10.
9. Ibid à la p 10.
10. Ibid à la p 10.
11. Ibid à la p 11.
12. 42 USC 4321 [NEPA].
13. Jordan Cove Energy Project LP, Pacific Connector Gas Pipeline LP, 154 FERC 61190 (11 mars 2016).
14. Ibid à la p 39.
15. Ibid à la p 43-44.
16. Sierra Club v FERC, n^o 14-1249 (circuit du DC déposé le 17 novembre 2014); Sierra Club v FERC, n^o 14-1190 (circuit du DC déposé le 29 septembre 2014).
17. Corpus Christi Liquefaction LLC, 149 FERC 61 238 (2014), reh’g denied, 151 FERC 61 098 (2015).
18. Sierra Club v FERC, n^o 15-1133 (circuit du DC déposé le 11 mai 2015).
19. Dominion Cove Point LNG LP, 148 FERC 61 244 (29 septembre 2014), reh’g and motion for stay denied, 151 FERC 61 095 (4 mai 2015).
20. Earthreports Inc v FERC, n^o 15-1127 (déposé le 7 mai 2015), décret rejetant la requête de suspension d’urgence déposée le 12 juin 2015.
21. Pivotal LNG Inc, 151 FERC 61 006 (2015) à la p 5.
22. Ibid à la p 11-12.
23. Ibid à la p 13.
24. Ibid à la p 2-3 (Commissaire Bay dissident).
25. Avis de retrait de la demande, Excelerate Liquefaction Solutions (Port Lavaca I) LLC, n^o de dossier CP14-71-000 et al (3 septembre 2015).
26. Downeast Liquefaction LLC et al, Lettre au secrétaire Bose de la FERC, n^os de dossiers PF14-19-000 et al (2 novembre 2015).
27. City of Fort Collins v Colorado Oil and Gas Association, 2016 CO 28; City of Colorado v Colorado Oil and Gas Association, 2016 CO 29; voir aussi « Colorado High Court Ban on Fracking Bans Could Set Precedent », Law360 (10 mai 2016), en ligne : Law 360 <http://www.law360.com/projectfinance/articles/794721?nl_pk=e2b345d3-2e9e-4d72-8a22-a19e4d6ba3d5&utm_source=newsletter&utm_medium=email&utm_campaign=projectfinance> [en anglais seulement].
28. 44 Fed Reg 16128 (2015); Coral Davenport, « New Federal Rules Are Set for Fracking », The New York Times, (20 mars 2015), en ligne : New York Times <http://www.nytimes.com/2015/03/21/us/politics/obama-administration-unveils-federal-fracking-regulations.html> [en anglais seulement].
29. Wyoming v US Departmentof the Interior, n^o 2:14-CV-043-SWS, 2015 WL 5845145 (D Wyo 2015) [Wyoming]; voir Coral Davenport, « Judge Blocks Obama Administration Rules on Fracking », The New York Times, (30 septembre 2015), en ligne : New York Times <http://www.nytimes.com/2015/10/01/us/politics/judge-blocks-obama-administration-rules-on-fracking.html> [en anglais seulement].
30. Wyoming, supra note 29 a la p 40.
31. FERC v Electric Power Supply Ass’n, 577 US (2016); Pour un commentaire de cas sur cette décision publiée précédement dans cette publication trimestrielle voir Scott Hempling, « La Cour suprême donne son feu vert à la réponse à la demande : et maintenant? », (2016) 4 :1 Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie 35.
32. 16 USC 79 La.
33. Administrative Procedure Act, Pub L 79-404, 60 Stat 237 (1946).
34. Electric Power Supply Ass’n v FERC, 753 F (3d) 216 (ciruit DC 2014) [EPSA].
35. Demand Response Compensation in Organized Wholesale Energy Markets, décret no 745, 134 FERC 61 187 (2011), order on reh’g, décret no 745-A, 137 FERC 61 215 (2011). Le décret exigeait que les ressources pour répondre à la demande soient effectivement en mesure de fournir la réduction alléguée dans la demande, que les ressources répondent à des « critères d’avantages nets » et que la commission réglementaire d’État applicable permette la présentation d’offres pour répondre à la demande dans un marché de gros organisé.
36. Ibid à la p 18.
37. Voir ibid à la p 19 (« Lorsque la FERC réglemente ce qui se passe sur le marché de gros, dans l’exécution de son obligation d’améliorer comment le marché fonctionne, alors peu importe l’effet sur les tarifs au détail, §824(b) [de la FPA] n’impose aucune interdiction » [Traduction]).
38. Ibid à la p 15.
39. Ibid aux p 26-27.
40. Federal Power Commission v Southern California Edison Company, 376 US 205 (1964).
41. Voir Robert R. Nordhaus, « The Hazy Bright Line: Defining Federal and State Regulation of Today’s Electric Grid » (2015) 36 Energy Law Journal 203.
42. EPSA, supra note 34 slip op à 26.
43. Hughes v Talen, 578 US (2016).
44. Ibid à la p 12.
45. Ibid à la p 3.
46. Ibid (Sotomayor, J, concordant).
47. Electric Power Supply Association v FirstEnergy Solutions Corp., décret rejetant la plainte, 155 FERC 61 101 (2016); Electric Power Supply Association v AEP Generation Resources Inc, décret rejetant la plainte, 155 FERC 61 102 (2016). Les décrets infirmaient les renonciations d’abus d’affilié qui avaient permis à FirstEnergy et APE d’éviter d’avoir à prouver que les AAE étaient à des prix concurrentiels, soit en présentant des preuves que les acheteurs non affiliés étaient disposés à payer des prix similaires pour la même production ou que des producteurs non affiliés ont effectué des ventes à des prix similaires.
48. Dodd-Frank Wall Street Reform and Consumer Protection Act, Pub L no 111-203, 124 Stat 1376 (2010).
49. 81 Fed Reg 14966 (2016) (sera codifié sous 17 CFR section 32); voir US Commodity Futures Trading Commission, News Release, PR7343-16, “CFTC Approves Final Rule to Amend the Trade Option Exemption by Eliminating Certain Reporting and Recordkeeping Requirements for End-Users” (16 mars 2016) en ligne: CFTC <http://www.cftc.gov/PressRoom/PressReleases/pr7343-16>.
50. Forward Contracts with Embedded Volumetric Optionality, Final Interpretation,80 Fed Reg 28239 (2015).
51. 7 USC §§ 1 et seq [CEA].
52. 81 Fed Reg 635 677 (2016); 80 Fed Reg 74915 (2015).
53. 80 Fed Reg 58365 (2015).
54. Federal Energy Regulatory Commission, 2015 Report on Enforcement, no de dossier de la FERC AD07-13-009 (19 novembre 2015), en ligne : FERC < http://ferc.gov/legal/staff-reports/2015/11-19-15-enforcement.pdf> [en anglais seulement]. Le rapport procure une transparence et une orientation supplémentaires pour les entités réglementées et le public.
55. Voir 16 USC § 824v(a) (2012); 15 USC § 717c-1 (2012).
56. Berkshire Power Company LLC, 154 FERC 61 259 (2016).
57. 18 CFR § 1c.1 (2015).
58. 18 CFR § 35.41 (a), (b).
59. 42 USC § 701.
60. Maxim Power Corporation, 15 FERC 61094 (2016).
61. 18 CFR 35.41(b) (2015).
62. FERC v Maxim Power Corporation, no 15-cv-30113 (D Mass).
63. BP America Inc, 152 FERC 63 016 (2015); BP America Inc, 144 FERC 61 100 (2013).
64. 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).
65. « Réponse à la demande » s’entend d’une réduction dans la consommation d’électricité des clients par rapport à leur consommation anticipée à la suite d’une augmentation du prix de l’électricité ou de primes de performance visant à les inciter à consommer moins d’électricité.
66. Petition for an Order Affirming the Federal Energy Regulatory Commission’s 29 août 2013, Order Assessing Civil Penalty Against Lincoln Paper and Tissue LLC, FERC v Lincoln Paper & Tissue LLC, no 1:13-cv-13056-DPW (D Mass) (2 décembre 2013).
67. Requête de CES et de Richard Silkman pour rejeter la plainte, FERC v Lincoln Paper & Tissue LLC, no 1:13-cv-13056-DPW (D Mass) (19 décembre 2013); requête de Lincoln Paper and Tissue LLC pour rejeter la plainte, FERC v Lincoln Paper & Tissue LLC, no 1:13-cv-13056-DPW (D Mass) (14 février 2014).
68. Mémoire et décret concernant les requêtes pour rejeter la plainte, FERC v Lincoln Paper & Tissue LLC, n^o 1:13-cv-13056-DPW (D Mass) (11 avril 2016). Le décret contenait des jugements favorables à l’Application de la FERC quant à la loi sur la prescription, à la renonciation à toute défense et tout argument non soulevé au cours du processus d’imposition de la sanction de la Commission, à l’applicabilité de la règle anti-manipulation aux individus et à l’avertissement suffisant des conduites frauduleuses qui sont proscrites. La Cour n’a pas fourni les clarifications recherchées quant à la portée du contrôle de novo au titre de la FPA.
69. Barclays Bank PLC, 144 FERC 61041 (2013).
70. Avis de requête et requête en irrecevabilité, FERC v Barclays Bank PLC, no 2:13-cv-02093-TLN-DAD (ED Cal) (16 décembre 2013). La requête soulevait un certain nombre de questions de droit importantes concernant l’autorité de la FERC de maintenir l’ordre dans les marchés de l’électricité. Par exemple, la requête faisait valoir que les transactions concernées ne relevaient pas de la compétence de la FERC parce qu’il s’agissait de transactions à terme de marchandises relevant de la compétence exclusive de la CFTC en vertu de la CEA et parce qu’elles ne donnaient pas lieu à des activités concrètes de livraison ou de transport d’électricité, ce qui, selon le demandeur, serait requis pour la compétence de la FERC aux termes de la FPA.
71. Décret, FERC v Barclays Bank PLC, no 2:13-cv-02093-TLN-EFB (ED Cal) (20 mai 2015). La Cour a jugé, entre autres, que la pétition de la FERC n’était pas assujettie à la loi sur la prescription, que la FERC avait adéquatement établi sa compétence en vertu de la FPA, que les transactions en cause ne relevaient pas de la compétence exclusive de la CFTC, que les personnes sont des « entités » assujetties à la règle anti-manipulation et que les transactions de marchés libres peuvent comprendre de la manipulation.
72. FERC v Barclays Bank PLC, no 15-17251 (9e circuit) (8 mars 2016).
73. Re PJM Up-to-Congestion, Order Approving Stipulation and Consent Agreement, 14 FERC 61088 (2015) au para 3.
74. Powhatan Energy Fund LLC, 149 FERC 61 261 (2014).
75. 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> [en anglais seulement]. (L’Application allègue que la transaction principale a créé « des millions de mégawattheures de transactions compensatoires » entre les mêmes deux 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 de saisir des paiements d’excédents de pertes marginales du PJM).
76. Voir FERC Office of Enforcement (bureau de l’Application de la FERC), 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> [en anglais seulement].
77. Voir Powhatan Energy Fund LLC, FERC vs Powhatan Energy Fund LLC (dernière consultation le 18 mai 2016), en ligne : <http://ferclitigation.com> [en anglais seulement].
78. FERC v Powhatan Energy Fund LLC, no 3:15-cv-00452 (ED Va).
79. City Power Marketing LLC and K. Stephen Tsingas, 152 FERC 61012 (2015).
80. FERC v City Power Marketing LLC, no 15-cv-01428 (DDC).
81. NERC, Canada (dernière consultation le 18 mai 2016), en ligne : <http://www.nerc.com/AboutNERC/keyplayers/Pages/Canada.aspx> [en anglais seulement]
82. CAISO, 149 FERC 61 189 (2014); Southern California Edison Co, 149 FERC 61 061 (2014); Western Area Power Authority-Desert Southwest, 149 FERC 61 157 (2014); Western Electricity Coordinating Council, 151 FERC 61 175 (2015).
83. Panther Energy Trading and Michael J. Coscia, dossier CFTC no 13-26 (22 juillet 2013).
84. Voir United States v Coscia, no 14-cr-00551 (ND Ill).
85. Communiqué de presse du DOT des États-Unis, « DOT Announces Final Rule to Strengthen Safe Transportation of Flammable Liquids by Rail » (1er mai 2015), en ligne : Transportation.gov <https://www.transportation.gov/briefing-room/final-rule-on-safe-rail-transport-of-flammable-liquids> [en anglais seulement].
86. Pub L no 94-163, 89 Stat 871.
87. La règle définitive a été publiée dans le registre fédéral en octobre 2015. 80 Fed Reg 64662 (23 octobre 2015).
88. EPA, « Oil and Natural Gas Sector: Emission Standards for New, Reconstructed, and Modified Sources » (12 mai 2016), en ligne : EPA <https://www3.epa.gov/airquality/oilandgas/may2016/nsps-finalrule.pdf> [en anglais seulement].
89. Ibid à la p 31; voir aussi EPA, « Overview of Greenhouse Gases », en ligne : EPA <https://www3.epa.gov/climatechange/ghgemissions/gases/ch4.html> [en anglais seulement].
90. La NYPSC a regroupé ses décrets de la REV ici : DPS-Reforming the Energy Vision, en ligne : Governement of New York State <http://www3.dps.ny.gov/W/PSCWeb.nsf/All/C12C0A18F55877E785257E6F005D533E?OpenDocument> [en anglais seulement].
91. New York Public Service Commission, « Resolution Accepting Draft Generic Supplemental Environmental Impact Statement as Complete » (24 février 2016), en ligne : Government of New York State : <http://documents.dps.ny.gov/public/Common/ViewDoc.aspx?DocRefId=%7b3998B18C-D493-447B-8E28-6067D0CFF8B5%7> [en anglais seulement].
92. Re Third-Party Provision of Ancillary Services; Accounting of Financial Reporting for New Electric Storage Technologies, 144 FERC 61056 (2013).
93. Stats 2010, ch 469.
94. Order Instituiong Rulemaking to consider policy and implementation refinements to the Energy Storage Procurements Framework and Design Program ( D.13-10-040, D.14-10-045) and related Action Plan of the California Energy Storage Roadmap, CPUC, Règlementation 15-03-011, en ligne: CPUC <http://docs.cpuc.ca.gov/PublishedDocs/Efile/G000/M157/K541/157541764.PDF>.
95. Cal Pub Util Code § 353.5.
96. Cal Pub Util Code § 769(c).
97. Order Instituting Rulemaking to Create a Consistent Regulatory Framework for the Guidance, Planning and evaluation of Integrated Distributed Energy Resources, CPUC, Règlementation 14-10-003 (2 octobre 2014), en ligne: CPUC <http://docs.cpuc.ca.gov/PublishedDocs/Efile/G000/M158/K886/158886810.PDF>.
98. AB 327, An Act to Amend Sections 382, 399.15, 739.1, 2827, and 2827.10 of, to amend and renumber Section 2827.1 of, to add Sections 769 and 2827.1 to, and to repeal and add Sections 739.9 and 745 of, the Public Utilities Code, relating to energy, 2013-2014, Reg Session, Cal 2013 (adopté).
99. Decision Adopting Successor Tariff to Net Energy Metering Tariff, CPUC, Décision 16-01-044 (28 janvier 2016).
100. SB 793, Green Tariff Renewables Program, 2015-2016 Reg Sess, Cal, 2015 (adopté).
101. SB 374, Revises Provisions Relating to Energy, 78e Legislature, Rev Session, Nev, 2015 (adopté).
102. Décret Re: NV Energy et de Sierra Pacific Power Applications, n^os 15-0741 et 15-0742 (23 décembre 2015).
103. Dossier 15-07041, lettre d’avis no 453-R à 2 (30 décembre 2015), 6 ROD 006938.
104. Ibid.
105. Supra note 102 à la p 108.