Les développements en matière de règlementation de l’énergie aux États-Unis ont une incidence sur de nombreux secteurs de l’industrie de l’énergie et touchent un vaste éventail d’enjeux. Dans le deuxième numéro du quatrième volume de la Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie (ERQ) en juin 2016, nous avons fait état des réalisations clés du gouvernement fédéral et des États-Unis en 2015 en matière de règlementation énergétique. Le présent rapport met en lumière les progrès importants réalisés en 2016, lesquels pourraient intéresser les lecteurs de l’ERQ.

I. EXPORTATIONS DE GAZ NATUREL LIQUÉFIÉ   

En 2016, la Cour d’appel des États-Unis pour le circuit du district de Columbia a rejeté quatre pétitions à soumettre à l’examen d’intervenants environnementaux qui contestaient à divers motifs les ordonnances de la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) autorisant la sélection du site, la construction et l’exploitation d’installations d’exportation de gaz naturel liquéfié (GNL). De plus, la FERC a rejeté une demande d’autorisation pour la sélection du site, la construction et l’exploitation d’un terminal d’exportation de GNL en raison de preuves insuffisantes d’un besoin.

Le 28 juin 2016, la Cour a rejeté les appels pour les autorisations de la FERC concernant (1) la construction et l’exploitation des installations de liquéfaction aux fins d’exportation de Freeport au Texas et (2) l’expansion de la capacité dans l’installation de liquéfaction de Sabine Pass¹. Les appelants dans les deux cas ont fait valoir que l’analyse de la FERC, en application de la National Environmental Policy Act (NEPA)², était déficiente, surtout en ce qui concerne les effets indirects et cumulatifs sur l’environnement de l’accueil des demandes des projets. La Cour a déclaré que la question dont elle était saisie consistait à savoir si la FERC « s’était acquitté de son obligation au titre de la NEPA de considérer de façon adéquate les effets environnementaux indirects et cumulatifs de l’autorisation de la ‘sélection du site, de la construction, de l’expansion, [et] de l’exploitation’ des projets de Freeport »³. La principale préoccupation des intervenants environnementaux était que la FERC était tenue dans l’exécution de son analyse au titre de la NEPA de tenir compte des possibles effets indirects des exportations anticipées de gaz naturel des projets, comme la production accrue de gaz naturel et d’émissions.

La Cour a soutenu que seul le département de l’Énergie (DOE) des États-Unis avait le pouvoir d’autoriser l’exportation de gaz naturel par les installations de liquéfaction. Comme le pouvoir statutaire de la FERC relativement au GNL exporté est limité, a déduit la Cour, la FERC ne peut prévenir de tels effets indirects des exportations de GNL. La Cour a déterminé, par conséquent, que l’autorisation de la FERC « ne pouvait être considérée comme étant une cause légalement ‘pertinente’ de l’effet pour les besoins de la NEPA »⁴. La « décision indépendante » du DOE à savoir si les exportations du projet Freeport devaient être autorisées « brise la chaîne causale de la NEPA » et exonère la FERC de la responsabilité de réaliser une analyse au titre de la NEPA en tenant compte de questions qui ne sont pas de son ressort⁵. La Cour dans Sierra Club v FERC (Freeport) a indiqué que les appelants avaient adressé une pétition à la Cour afin qu’elle examine les décisions du DOE d’autoriser les exportations de l’installation de Freeport et que les questions concernant les effets environnementaux associés aux exportations de gaz naturel de l’installation devraient être soulevées dans le cadre de cet appel. La Cour a également confirmé l’analyse de la FERC des effets cumulatifs du projet; en vertu de la NEPA, la FERC était tenue de considérer seul l’effet du projet actuel avec toute mesure passée, présente ou probable dans la même région géographique que le projet actuel à l’étude.

Le 15 juillet 2016, la Cour a rejeté la pétition d’intervenants environnementaux pour l’examen de l’ordonnance de la FERC autorisant la conversion des installations de liquéfaction à la centrale Dominion Cove Point au Maryland de l’importation à l’exportation⁶. Les appelants ont laissé entendre qu’en raison de l’omission par la FERC de considérer certains des effets environnementaux que le projet pouvait avoir, la FERC ne s’est pas acquittée de ses obligations en vertu de la NEPA. La Cour a fait valoir, « [p]our les raisons énoncées dans Sierra Club v FERC (Freeport)… », que la FERC n’était pas tenue en vertu de la NEPA de considérer les effets indirects d’exportations accrues de gaz naturel par l’installation de Cove Point, ce qui comprend les effets sur le climat.⁷ La Cour a déclaré qu’il n’y aurait pas eu d’effets des émissions découlant du transport et de la consommation de gaz naturel dans les installations si le DOE n’avait pas indépendamment autorisé l’augmentation dans le cadre du projet des exportations de gaz naturel en provenance de l’installation. De plus, la Cour a rejeté l’argument des appelants selon quoi la FERC avait commis une erreur en n’utilisant pas l’analyse du « coût social du carbone » pour déterminer les effets environnementaux des émissions de gaz à effet de serre (GES) du projet⁸. La Cour a noté que la FERC avait spécifié pour quelles raisons elle avait décidé de ne pas utiliser l’analyse, et que l’appelant n’avait pas proposé de méthode de rechange à la FERC. C’est pourquoi les appelants n’ont présenté aucun motif leur permettant de douter du caractère raisonnable de la conclusion de la FERC de ne pas adopter cette méthode.

Pour terminer, le 4 novembre 2016, la Cour a rejeté une pétition pour l’examen des ordonnances de la FERC autorisant la construction et l’exploitation du terminal d’exportation de GNL Corpus Christi Liquefaction au Texas, et délivrant un certificat de commodité et de nécessité publiques en vertu de l’article 7 de la Natural Gas Act (NGA) pour construire et exploiter un pipeline interétatique interconnecté. Citant son opinion dans Sierra Club v FERC (Freeport)⁹, la Cour a statué que la FERC n’était pas tenue de tenir compte des effets indirects de l’exportation anticipée de gaz naturel en vertu de la NEPA. La Cour a également rejeté les arguments des appelants concernant les émissions de GES, citant sa décision pour des « arguments identiques » dans EarthReports.

La FERC a rendu une ordonnance rejetant des demandes le 11 mars 2016, déposées par Jordan Cove Energy Project au titre de l’article 3 de la NGA pour l’autorisation de la sélection du site, de la construction et de l’exploitation d’un terminal d’exportation de GNL à Coos Bay, en Oregon, et par Pacific Connector Gas Pipeline pour un certificat de commodité et de nécessité publiques en vertu de l’article 7 de la NGA pour construire et exploiter un pipeline interétatique interconnecté de gaz naturel. Pacific Connector « avait présenté peu ou n’avait pas présenté de preuves d’un besoin » et n’avait donc pas satisfait aux normes pour la délivrance d’un certificat en vertu de l’article 7 de la NGA. C’est pourquoi la FERC avait rejeté la demande du projet Jordan Cove parce que l’installation n’aurait pas accès aux réserves de gaz naturel et, par conséquent, le projet « n’offrait aucun avantage au public en contrepartie des répercussions associées à sa construction »¹⁰.

Les demandeurs ont présenté une requête pour une nouvelle audition à la FERC déclarant que les ententes à long terme précédentes avaient été signées pour 77% de la capacité du pipeline et que la FERC devrait procéder à l’examen des demandes avec une « preuve d’un besoin » ayant été démontrée. La FERC a rejeté la demande de nouvelle audition. Pour rouvrir le dossier par suite de ces demandes, la FERC a soutenu qu’il devait y avoir des « circonstances extraordinaires » pour surmonter le problème du besoin de finalité dans des procédures contestées. Avant de présenter une demande de nouvelle audition,  le pipeline « a eu suffisamment de temps – plus de 3,5 ans – pour faire la preuve d’une demande sur le marché »¹¹, ce qu’il n’a pas réussi à faire. La FERC a réitéré que les demandes avaient été rejetées sans préjudice du droit des demandeurs de présenter une nouvelle demande. La FERC a souligné qu’une preuve d’un besoin sur le marché dans une nouvelle demande devait être présentée dans le cadre de la demande initiale, ou en temps opportun en réponse aux demandes de renseignements du personnel de la FERC, si les entreprises montrent ultérieurement un besoin sur le marché pour les projets.

II. STOCKAGE D’ÉNERGIE

A. Développements au niveau fédéral

À titre de contexte, la FERC a rendu une importante ordonnance concernant le stockage d’énergie – l’ordonnance 784 – en 2013¹². Cette ordonnance enjoignait les exploitants du marché de gros à trouver des moyens de monétiser des ressources de « réponse rapide » – c.-à-d. les dispositifs de stockage comme les batteries et les volants d’inertie. Le 11 avril 2016, la FERC a rendu une série de demandes de données et de demandes de commentaires dans un nouveau dossier informationnel, «  Electric Storage Participation in Regions with Organized Wholesale Electric Markets », dossier n^o AD16-20-000¹³. Ce dossier concerne la « participation des ressources de stockage d’électricité dans les marchés organisés d’électricité de gros, soit les organisations régionales de transport ou ORT et les exploitants de réseaux indépendants ou ERI »¹⁴. La FERC cherchera à savoir, en mai 2017, « 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 ».

La FERC a ouvert un autre dossier informationnel concernant le stockage à la fin 2016 : « Utilisation dans les marchés organisés de ressources de stockage d’électricité comme biens de transport compensés par des tarifs de transport, pour les services de soutien au réseau compensés d’autres façons, et pour de multiples services », dossier n^o AD16-25-000¹⁵. Le personnel de la FERC a tenu une conférence technique le 9 novembre 2016. Huit jours après, la FERC a publié un avis d’ébauche de règles pour « éliminer les obstacles à la participation des ressources de stockage d’électricité et les regroupements de ressources d’énergie décentralisées aux marchés organisés d’électricité de gros »¹⁶. L’ébauche de règles permettrait également au stockage de fournir des services qui ne sont pas nécessairement fournis dans les marchés, comme le démarrage à froid, la réponse primaire en fonction de la fréquence et la puissance réactive.

En plus de l’activité à la FERC, le programme de systèmes de stockage d’énergie du DOE a tenu un atelier sur la fiabilité du stockage d’énergie en juin 2016, une série de webinaires sur les diverses questions techniques associées à l’intégration du stockage dans les réseaux énergétiques, ainsi qu’une conférence d’examen par les pairs.

B. Propositions de stockage des États

1. Californie

Commençons de nouveau par le contexte. Comme il a été décrit dans La position de Washington d’années antérieures, la Californie a pris les devants pour intégrer le stockage d’énergie dans la planification des ressources par ses services publics d’électricité. Le projet de loi de l’Assemblée 2514 (AB 2514) donnait la directive à la California Public Utilities Commission (CPUC) de déterminer les objectifs appropriés, le cas échéant, pour que chaque fournisseur d’électricité local se procure des systèmes viables de stockage d’énergie. La CPUC a lancé l’ébauche de règles (R.) 10-12-007 pour mettre en œuvre l’AB 2514¹⁷. R 10-12-007 a débouché sur la décision (D.) 13-10-040 en 2013. Cette décision exige des trois plus grands services publics appartenant au secteur privé (SPASP) d’électricité de la Californie qu’ils disposent d’une capacité de stockage d’énergie de 1 325 MW d’ici 2020¹⁸. 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.

D.13-10-040 donnait la directive de procéder à une évaluation exhaustive de l’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 une nouvelle ébauche 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 de la procédure 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’énergie¹⁹. La CPUC a tenu un atelier au cours du processus et d’autres ateliers sont prévus. Dans une autre ébauche de règles, R.14-10-003, la CPUC a rendu une décision en décembre 2016 (D.16-12-036) établissant un cadre pour les sollicitations de services publics pour les ressources énergétiques décentralisées (RED)²⁰. Le stockage à petite échelle est admissible à participer aux sollicitations de services publics résultantes.

2. Oregon

La législature de l’Oregon a adopté un projet de loi en 2016, le projet de loi de la Chambre 2193 (HB 2193)²¹, qui exige des principaux SPASP qu’ils aient mis en service jusqu’à 1% de la charge 2014 de stockage d’énergie d’ici le 1^er janvier 2020 et qui enjoignait l’Oregon Public Utility Commission (OPUC) à adopter les lignes directrices pour les propositions de projets offrant au moins 5 MWh de stockage. Le 28 décembre 2016, la Commission a adopté les lignes directrices requises, établissant un cadre neutre sur le plan technologique pour l’élaboration et l’évaluation de propositions de stockage mais laissant bon nombre de détails au personnel des services publics, des soumissionnaires et de la Commission²².

3. Massachusetts

Le Massachusetts a adopté une loi sur le stockage d’énergie en août 2016, s’en remettant au Massachusetts Department of Energy Resources (MADERS) à savoir si des objectifs appropriés devaient être établis pour que les sociétés d’électricité offrent des systèmes de stockage d’énergie viables et rentables d’ici le 1^er janvier 2020²³. En réponse à cette loi, MADERS a déterminé que les mandats de stockage étaient appropriés, et le processus des intervenants est en cours en vue de fixer une quantité pour le mandat d’ici le 1^er juillet 2017.

III. PRODUCTION DÉCENTRALISÉE 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 traditionnels soutiennent que le fait de donner aux consommateurs un crédit pour l’énergie produite à partir de la production décentralisée (comme les panneaux solaires résidentiels branchés au réseau) réduit de manière inéquitable les recettes des services publics. Ces derniers recouvrent une large portion des coûts avec des tarifs variables par kWh et 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) favorisent 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. Procédures pour les ressources décentralisées de la Californie

1. Propositions pour les ressources énergétiques décentralisées et les plans de ressources décentralisées de la Californie

Pendant plus d’une décennie, la politique de la Californie a été d’exiger de chacun de ses SPASP d’envisager des RED n’appartenant pas aux services publics comme solution de rechange aux investissements dans son réseau pour garantir un service de distribution d’électricité fiable au coût le plus bas possible²⁴. 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 CPUC²⁵. L’article 769 exige que les SPASP présentent des PRD qui reconnaissent le besoin d’investissements, qui intègrent des RED rentables et qui cernent les facteurs susceptibles de faire obstacle au déploiement de RED. La CPUC est autorisée à modifier et à approuver les PRD de SPASP, « selon les besoins en vue de minimiser les coûts globaux du réseau et de maximiser les avantages pour les contribuables découlant des investissements dans les ressources décentralisées²⁶ ».

En août 2014, la CPUC a lancé le processus d’ébauche 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 et approuver ou modifier et approuver les plans. Le juge administratif assigné par la CPUC a rendu une décision à soumettre à l’étude à la réunion du 9 février 2017 de la Commission. La décision proposée, si elle est adoptée, approuverait les plans des services publics pour des programmes pilotes de RED qui présentent des avantages sur le plan géographique, qui permettent de plus hauts niveaux de pénétration des RED et/ou qui constituent un microréseau.

Dans un autre récent développement, la CPUC a rendu une décision en décembre 2016 dans R.14-10-003, l’« ordonnance instituant l’ébauche de règles (OIER) pour créer un cadre règlementaire uniforme pour l’orientation, la planification et l’évaluation de ressources énergétiques décentralisées intégrées ». Cette décision approuvait les sollicitations pilotes de RED par les services publics régis par la CPUC.

2. Facturation nette d’énergie de la Californie

En vertu de l’AB 327²⁷, 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 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 pour les clients de la nouvelle FNE plus étroitement avec ceux de clients n’utilisant pas la FNE. La CPUC a indiqué qu’elle ne reverrait pas la politique de FNE avant trois ans.

L’Assembly Bill 793²⁸ enjoignait les SPASP de la Californie à offrir des mesures d’incitations aux clients résidentiels et du secteur de la petite ou moyenne entreprise (PME) pour la « technologie de gestion de l’énergie » (TGE), ce qui pourrait comprendre un produit, un service ou un logiciel qui permet aux clients de mieux comprendre et gérer leur consommation d’électricité ou de gaz à la maison ou à leur établissement de commerce. L’AB 793 exige également des SPASP qu’ils informent les PME-clientes des mesures d’incitation à la TGE qui s’offrent à eux. Les SPASP ont présenté leurs propositions à la CPUC le 1^er août 2016 et des programmes complémentaires, comprenant des plans de marketing, ont suivi plus tard au cours du mois, ainsi qu’en septembre. La CPUC devrait approuver les programmes des SPASP, avec des modifications pour accroître l’utilisation par les clients et les services publics des données sur les « compteurs intelligents ».

B. Régime règlementaire en évolution du Nevada pour les installations solaires de toit

En 2015, la législature du Nevada a édicté le projet de loi du Sénat 374 (SB 374)²⁹, enjoignant 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 Public Utilites Commission of Nevada (PUCN) a rendu une ordonnance approuvant les dépôts de tarifs des deux services publics³⁰ qui ont considérablement réduit les avantages économiques dont peuvent bénéficier les clients lorsqu’ils installent des panneaux solaires de toit³¹. Par ailleurs, la PUCN a refusé d’inclure environ 17 000 clients à l’énergie solaire existants qui avaient déjà installé et raccordé des systèmes solaires de toit dans le régime de taux préexistant³². Le Nevada est donc le premier État du pays à apporter d’importants changements à l’économie de la facturation nette sans inclure les clients existants.

Dans le sillon des critiques et des contestations publiques, les tribunaux du Nevada et la PUCN, en 2016, ont rétabli certains des avantages de la facturation nette pour certains clients d’installations solaires de toit, y compris en rétablissant le statu quo ante pour les clients exclus. Par la suite, la PUCN a rouvert la facturation nette pour les nouveaux clients dans la partie nord de l’État (le territoire de service de Sierre Pacific)³³.

C. Réforme de la vision énergétique et choix du client de la New York Public Service Commission (NYPSC)

La NYPSC poursuit sa procédure exhaustive de réforme de la vision énergétique (RVE) qui 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 carbone³⁴. Une procédure complémentaire portera 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 publics³⁵.

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). 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, ainsi qu’à une phase pour ce qui est renouvelable à grande échelle.

La NYPSC a rendu une série d’ordonnances au cours des deux dernières années sur diverses questions relatives à la RVE³⁶. Les ordonnances 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 procédure.

Il y a eu un développement récent dans la proposition de la NYPSC pour reconsidérer sa structure de concurrence dans la vente au détail d’électricité. Le 2 décembre 2016, la NYPSC a publié un « avis de phases de preuve et de collaboration et date limite pour les témoignages et la présentation de la preuve » établissant un processus pour évaluer cette proposition³⁷.

D. Modifications de tarifs d’autres États concernant la production décentralisée

À Hawaii, l’État affichant le plus haut taux de pénétration pour les installations solaires de toit au pays, les clients ont atteint la limite admissible de l’État en matière d’énergie solaire de toit pouvant être exportée au réseau. Les clients de l’énergie solaire de toit en Hawaii doivent maintenant utiliser l’option d’auto-approvisionnement, qui concerne les installations solaires PV conçues pour ne pas exporter d’électricité au réseau. Les clients ne sont pas rétribués pour les exportations d’énergie. Les clients de l’auto-approvisionnement doivent payer un minimum de 25 $ par mois pour leur service.

Un autre État avec un niveau d’insolation considérable, l’Arizona, a permis aux services publics d’imposer des frais fixes aux propriétaires de production décentralisée de 0,70 $ par KW/mois³⁸. L’Arizona a maintenant mis fin à son programme de facturation nette de détail pour les nouveaux clients³⁹ Les clients qui disposent déjà d’installations solaires de toit ne seront pas inclus dans la structure antérieure de tarification. L’Arizona n’a pas encore décidé comment (ou combien) payer les propriétaires d’installations solaires de toit pour l’énergie introduite dans le réseau. La question sera tranchée dans les cas de tarification en instance.

IV. EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE

Le gouvernement fédéral fait depuis longtemps la promotion de l’efficacité énergétique de diverses façons, ce qui comprend l’établissement de normes d’efficacité pour les produites de consommation comme les ampoules⁴⁰, le parrainage de recherches aux laboratoires nationaux sur la façon de construire des bâtiments plus éconergétiques⁴¹ et l’implantation du programme d’étiquetage « Energy Star » régi par l’Environmental Protection Agency (EPA).

Bon nombre d’États disposent de lois qui exigent des entités règlementées qu’elles participent à des activités en matière d’efficacité énergétique. Les activités gérées par l’État en matière d’efficacité énergétique comprennent souvent des rabais pour l’équipement éconergétique et les modifications aux codes du bâtiment axées sur l’efficacité énergétique. À des fins d’illustration, nous nous concentrerons sur la Californie⁴².

Les articles 454.55 et 454.564 ⁴³du Code des services publics exigent que la CPUC, en consultation avec la California Energy Commission (CEC), trouve des moyens de réaliser de possibles économies d’électricité et de gaz naturel et établisse des objectifs d’efficacité à atteindre pour les sociétés d’électricité et de gaz. L’article 381 du Code des services publics exige que la CPUC « affecte les fonds dépensés aux programmes qui visent à améliorer la fiabilité du réseau et qui offrent des avantages dans l’État, y compris : (1) EE rentable et activités de conservation… »⁴⁴

La CPUC consacre environ 1 milliard de dollars chaque année en fonds de clients aux programmes d’efficacité énergétique, répartis à l’ensemble des services énergétiques régis par la CPUC. La CPUC affecte aussi près de 300 millions de dollars par année aux programmes d’efficacité énergétique pour les ménages à faible revenu. La CEC, pour sa part, élabore des codes de bâtiment et des normes pour les appareils et finance également la recherche en matière d’efficacité énergétique.

La CPUC évalue maintenant une proposition de PG&E pour dépenser un autre 200 millions de dollars par année en efficacité énergétique pour compenser partiellement la perte de capacité de la fermeture proposée par PG&E de la centrale nucléaire de Diablo Canyon⁴⁵. L’utilisation de l’efficacité énergétique pour compenser la perte de capacité de production découlant de la fermeture d’une centrale nucléaire est une idée lancée par la société Southern California Edison (SCE) en lien avec la fermeture de la centrale nucléaire de San Onofre en 2013. La proposition de PG&E diffère de celle de son prédécesseur SCE de deux façons : l’efficacité énergétique sera offerte avant toute autre ressource. En revanche, la SCE offrait l’efficacité énergétique comme l’une d’un bon nombre de « ressources privilégiées ». La SCE propose de dépenser 1,2 milliard de dollars uniquement dans l’offre d’efficacité énergétique, ce qui est maintes fois supérieur à ce que la SCE a dépensé en efficacité énergétique en lien avec le remplacement de la centrale nucléaire de San Onofre. Une décision concernant la proposition de PG&E est attendue vers la fin 2017 dans le cadre d’une décision plus générale à savoir si/comment la centrale de Diablo Canyon devait être fermée.

V. SERVICE DE RÉPONSE EN FRÉQUENCE

Le 20 novembre 2015, la FERC a rendu l’ordonnance 819, une règle définitive qui permet aux vendeurs en commerce de gros avec un pouvoir de tarification fondé sur le marché de ventre un service de réponse primaire en fonction de la fréquence à des taux fondés sur le marché⁴⁶. Le « service de réponse primaire en fréquence » est « une ressource de réserve qui permet d’effectuer des changements autonomes préprogrammés dans la production afin de freiner rapidement les changements importants dans la fréquence jusqu’à ce que les ressources déployées puissent prendre le relais ». En vertu des normes de fiabilité de la North American Electric Reliability Corporation (NERC), les autorités d’équilibrage sont tenues de maintenir une obligation de réponse en fréquence minimale. La FERC a noté que les autorités d’équilibrage peuvent être intéressées à faire appel aux services de réponse primaire en fréquence d’une tierce partie (en plus de leurs propres ressources ou au lieu de celles-ci) s’il est économiquement avantageux de le faire.

Le 17 novembre 2016, la FERC a publié un projet de règle qui exigerait que toutes les installations de production d’interconnexion, de grande et de petite envergure, mettent en place et en service une capacité de réponse primaire en fréquence à titre de condition d’interconnexion. La FERC a expliqué qu’à mesure que des installations traditionnelles de production sont mises hors service ou remplacées par diverses ressources énergétiques comme l’éolien ou le solaire, la quantité de production de réponse en fréquence de ligne pourrait être réduite, réduisant ainsi la capacité des opérateurs de systèmes à en assurer la fiabilité et des autorités d’équilibrage à satisfaire à leurs obligations, en vertu des normes de fiabilité de la NERC, d’assurer une capacité de réponse primaire en fréquence.

La FERC a proposé ses nouvelles règles, au titre de l’article 206 de la Federal Power Act (FPA), « pour faire face aux répercussions croissantes de l’éventail de ressources de production en constante évolution et voir à ce que les dispositions pertinentes du Large Generator Interconnection Agreement (accord d’interconnexion pour grands producteurs – LGIA) pro forma et du Small Generator Interconnection Agreement (accord d’interconnexion pour les petits producteurs – SGIA) soient justes et raisonnables et qu’elles ne soient pas indûment discriminatoires ou préférentielles ». Le LGIA pro forma existant contient des exigences limitées de réponse primaire en fréquence qui ne s’appliquent qu’aux installations de production synchrones « et qui ne tiennent pas compte des récentes avancées technologiques qui permettent maintenant aux nouvelles installations de production non synchrones de disposer de capacités de réponse primaire en fréquence ». Le SGIA pro forma ne contient pas de dispositions relativement à la réponse primaire en fréquence. Les projets de règles exigeraient que les nouvelles installations de production, de petite et de grande envergure, se conforment à des exigences comparables de réponse primaire en fréquence.

De plus, la FERC ne propose pas d’exiger que le client d’interconnexion reçoive quelque rétribution que ce soit pour répondre aux nouvelles exigences de réponse en fréquence. La FERC a cité des cas où elle a accepté des changements aux tarifs de fournisseurs de transport individuels qui exigeaient que les clients d’interconnexions mettent en place une capacité de réponse primaire en fréquence ou qui établissaient des paramètres spécifiés par le gouverneur sans exiger de rétribution connexe. Les parties qui souhaitaient recevoir ou payer une rétribution pouvaient déposer un tarif proposé en vertu de l’article 205 de la FPA.

VI. DODD-FRANK ET DÉVELOPPEMENTS CONCERNANT LA CFTC

Le Commodity Futures Trading Commission (CFTC) a poursuivi la mise en œuvre des réformes de la Dodd-Frank Wall Street and Consumer Protection Act (Dodd-Frank) au cours de 2016. Le président Timothy Massad a terminé son mandat comme président de 20 janvier 2017, lorsque la nouvelle administration Trump est entrée en fonction. Nous décrivons ci-dessous certains des développements importants qui ont eu lieu concernant les sociétés d’énergie.

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 parties importantes 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 entreprises. Les options de commerce sont des opérations d’options matériellement réglées en marchandises non financières mettant en jeu des contreparties commerciales. Fait important, cette règle définitive a éliminé 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. Les contreparties d’options commerciales ont également été soustraites aux exigences de tenue de dossiers de contrats d’échange, bien qu’une entité légale soit tenue d’obtenir une identificateur et de le fournir à une contrepartie qui est un opérateur sur contrat d’échange ou une partie importante à un contrat d’échange.

Cet allègement, de même qu’une interprétation publiée par la CFTC qui assouplit de façon générale les exigences pour les contrats à terme avec une optionalité volumétrique établies en 2015 (c.-à-d. l’optionalité quant à la quantité de produits livrés), devrait alléger les obligations de conformité liées à la CFTC pour les sociétés d’énergie en ce qui a trait à bon nombre de contrats commerciaux.

Par ailleurs, le 18 octobre 2016, après une importante levée de boucliers de la part des joueurs du marché de l’énergie, la CFTC a rendu des ordonnances définitives réitérant l’exemption de la règlementation en vertu de la Commodity Exchange Act (CEA) (mis à part les dispositions anti-fraude et anti-manipulation) des accords, des contrats et des transactions concernant l’énergie électrique dans les marchés d’électricité de gros qui relèvent de la compétence de la FERC. La CFTC a décidé que l’activité dans les marchés d’électricité organisés était également exempte de poursuites privées intentées en vertu de l’article 22 de la CEA, et s’est donc penchée sur les préoccupations de l’industrie de l’énergie concernant sa précédente proposition de permettre les droits privés d’action.

Plus particulièrement, l’une des ordonnances définitives modifie l’ordonnance du 28 mars 2013 de la CFTC exemptant de la majorité des exigences de la CEA et de la CFTC certaines transactions au sein de marchés administrés par six organisations régionales de transport (ORT) et opérateurs de système indépendants (OSI) (l’ordonnance ORT-OSI). La portée de l’ordonnance ORT-OSI comprenait des transactions pour : de l’énergie électrique, des droits financiers de transport (DFT), des capacités futures de production d’électricité et des services accessoires appelés réserves ou règlements (collectivement, les transactions visées). La CFTC a clarifié dans l’ordonnance définitive que les transactions exemptées par l’ordonnance ORT-OSI sont également exemptées des droits privés d’action en vertu de l’article 22 de la CEA, y compris les actions pour des cas de fraude ou de manipulation présumée. Dans son projet d’ordonnance du 15 mai 2016, la CFTC avait fait état de son intention de préserver les droits privés d’action afin de décourager les manipulateurs et de protéger les joueurs dans le marché. Toutefois, elle a reçu des commentaires de divers participants du marché de l’industrie de l’énergie et des consommateurs qui ont fait valoir que les marchés ORT-OSI étaient déjà entièrement réglementés par la FERC et la Public Utility Commission of Texas (PUCT). Les auteurs de commentaires ont également exprimé leurs préoccupations quant à l’incertitude règlementaire, la liquidité réduite et de possibles coûts massifs en raison de l’exposition à des droits privés d’action devant les tribunaux.

La CFTC, dans son ordonnance définitive, a décidé de ne pas préserver les actions privées, faisant valoir que la règlementation des ORT-OSI par la FERC et la PUCT était « invasive » et qu’elle comprenait un contrôle de la tarification, l’approbation des tarifs, l’autorisation des règles du marché et des mécanismes d’établissement des prix et une surveillance en temps réel des marchés. En parallèle avec l’ordonnance définitive, le président Massad de la CFTC a publié un énoncé expliquant qu’il avait été persuadé que les droits privés d’action « introduiraient malencontreusement une incertitude réglementaire et feraient augmenter les coûts pour les consommateurs ».

La CFTC a rendu une autre ordonnance en réponse à une demande d’exemption de Southwest Power Pool, Inc. (SPP) – une ORT qui, en 2014, est devenue le dernier administrateur du marché de gros – exemptant de la règlementation de la CEA la majorité des transactions dans les marchés de SPP. Les transactions exemptées comprennent celles pour : l’énergie dans les marchés d’équilibrage pour le prochain jour ou en temps réel, les réserves de fonctionnement et les droits de congestion de transport (DCT). La CFTC a déterminé que ces transactions visées étaient inextricablement liées à la livraison concrète d’énergie électrique de SPP et qu’elles sont rigoureusement supervisées par SPP, le contrôleur du marché de SPP et la FERC. L’ordonnance définitive de SPP fait le suivi de l’ordonnance ORT-OSI de mars 2013 pour les six autres ORT-OSI, à quoi s’ajoute l’exemption des droits privés d’action. Comme pour les autres marchés régionaux de gros, les transactions dans les marchés de SPP demeurent assujetties à l’autorité d’application anti-fraude et anti-manipulation de la CFTC.

Pour terminer, le 5 décembre 2016, la CFTC a proposé de nouveau, à l’unanimité, des limites de position pour 25 contrats à terme de matières premières supports de base et leurs contrats à terme, options et échanges (contrats de référence) « économiquement équivalents » et différé les actions pour trois règlements en espèce de produits contenus dans la proposition initiale de limites de position de novembre 2013. La nouvelle proposition imposerait des limites à 4 contrats de référence d’énergie : NYMEX Henry Hub Natural Gas, Light Sweet Crude Oil, NY Harbor ULSD (mazout de chauffage) et RBOB Gasoline et augmente de façon générale ces limites comparativement à la proposition de novembre 2013. Au même moment, la CFTC mettait au point ses règles d’agrégation pour les limites de position qui s’appliqueront aux limites en vertu de la nouvelle proposition, en cas d’adoption de celle-ci. Il n’est pas clair comment la nouvelle proposition sera accueillie par le nouveau président désigné par le président Trump.

VII. FRACTURATION 

A. Développements au niveau des États

En octobre 2016, la Pennsylvanie a procédé à une révision complète de sa règlementation sur la fracturation. Les nouvelles règles, cautionnées par les groupes environnementaux, permettent au département de la Protection de l’environnement de la Pennsylvanie (DEP) d’exiger des mesures de protection supplémentaires si les opérations de fracturation sont effectuées près de ressources publiques et nécessitent la restauration des sources d’approvisionnement en eau dégradées ou avariées par la fracturation⁴⁷. Les règles imposent également des exigences plus strictes pour le stockage de l’eau résiduaire de la fracturation et comprend des dispositions pour la production de rapports électroniques qui facilitent le suivi des opérations de forage par le DEP⁴⁸. Une cour de Pennsylvanie a accordé une injonction limitée bloquant certaines portions de cette règlementation en novembre 2016, concluant que le DEP a excédé son autorité statutaire prévu par le Clean Streams Law de l’état en tentant de règlementer extensivement l’évaluation pré-forage et la restauration post-forage ainsi que la surveillance des sites de forages et les ressources d’eau⁴⁹.

En novembre 2016, les électeurs de la Californie ont approuvé une mesure de scrutin qui limite les opérations pétrolières dans le comté de Monterey, Californie, et qui interdit les opérations de fracturation⁵⁰. La mesure de scrutin interdit également le forage de nouveaux puits et prévoit l’élimination progressive de la pratique de retenue des eaux résiduaires et d’injection sur les cinq à quinze prochaines années⁵¹. Contrairement aux cinq autres comtés de la Californie, le comté de Monterey abrite une importante industrie pétrolière et gazière – le comté est le quatrième plus grand producteur de pétrole de l’État⁵². La mesure de scrutin, la mesure Z, a été vivement contestée par l’industrie pétrolière et gazière et ses opposants ont dépensé 5 millions de dollars pour contrer la proposition de scrutin. Les producteurs de pétrole ont déjà intenté deux poursuites visant à infirmer la mesure Z. En décembre 2016, un juge du comté de Monterey a reporté la mise en œuvre de la mesure Z dans l’attente du règlement du litige, bien que ce sursis ne s’applique pas à l’interdiction de fracturation⁵³. Si la mesure Z peut survivre à ses contestations judiciaires, la proposition de scrutin pourrait donner l’élan nécessaire à la mise en place d’interdictions de fracturation à l’échelle des États-Unis.

Alors qu’on s’inquiète de plus en plus de la possibilité que la fracturation puisse causer des séismes dans bon nombre d’États du Midwest, la Sierra Club a intenté un recours collectif en Oklahoma contre plusieurs des plus grandes sociétés d’énergie de l’État en février 2016⁵⁴. La poursuite, intentée en vertu de la Resource Conservation and Recovery Act (RCRA)⁵⁵, alléguait que plusieurs sociétés d’énergie avaient contribué à l’augmentation de l’activité séismique en Oklahoma et dans le sud du Kansas⁵⁶. Parmi les autres recours, le Sierra Club a travaillé à l’établissement d’un centre séismologique qui permettrait de déterminer la quantité de résidus de fracturation qu’il serait permis d’injecter avant que des activités séismiques ne se produisent. Le cas demeure en instance dans le district ouest de l’Oklahoma⁵⁷.

B. Développements au niveau fédéral

En mai 2016, plusieurs organisations environnementales ont intenté des poursuites contre l’EPA des États-Unis, alléguant que celle-ci avait failli à son devoir de règlementer la fracturation comme une pratique qui a produit des déchets dangereux au cours des 30 dernières années⁵⁸. Le litige a pour but de forcer l’EPA à imposer des règles plus strictes pour les rejets de l’eau résiduaire de la fracturation et souligne que la règlementation pour le traitement des résidus de forage de pétrole et de gaz n’a pas été mise à jour depuis les années 1980⁵⁹. Plus particulièrement, les demandeurs souhaitent que l’EPA travaille aux spécifications de sécurité pour les étangs et les sites d’enfouissement dans lesquels les résidus de fracturation sont déposés et interdise la pratique qui consiste à rejeter l’eau résiduaire de la fracturation dans les champs et sur les routes⁶⁰. En vertu d’un décret convenu du 28 décembre 2016, l’EPA a accepté de réviser et éventuellement de mettre à jour ses règles concernant l’élimination des résidus de pétrole et de gaz et soit de proposer de nouvelles règles d’ici mars 2019, soit de déterminer qu’aucune mise à jour n’est nécessaire⁶¹.

En juin 2016, un tribunal du district fédéral au Wyoming a suspendu une règle définitive du Bureau of Land Management (BLM) du département de l’Intérieur rendu en mars 2015, qui règlementerait la fracturation sur les terres fédérales et amérindiennes, y compris en s’assurant que les zones d’eau utilisable ont été isolées et protégées contre la contamination, au moyen d’exigences plus rigoureuses pour la démonstration de l’intégrité de puits et en s’assurant que les fluides hydrauliques sont récupérés et contenus⁶². Le tribunal a déterminé que le BLM avait outrepassé ses pouvoirs légaux en vertu des lois sur l’utilisation des terres publiques et la mise en valeur des ressources minérales.

VIII. BRUT PAR VOIE FERROVIAIRE

Les préoccupations concernant la sûreté du transport de brut par voie ferroviaire (BVF) ont mené à la mise en œuvre de plusieurs nouvelles règles et politiques administratives au cours des dernières années, y compris une ébauche de règle définitive du département des Transports (DOT) pour le transport en toute sécurité des liquides inflammables par voie ferroviaire en mai 2015 et l’édiction de la Fixing America’s Surface Transportation Act en décembre 2015.

En 2016, certains groupes de l’industrie, comme les compagnies des chemins de fer, se sont dits en faveur de l’élaboration de normes allant au-delà de celles établies par la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA), une sous-agence du DOT, alors que d’autres fabricants industriels ont fait une pétition concernant la PHMSA dans le but d’établir le pouvoir définitif de la sous-agence pour imposer de nouvelles normes sur les wagons-citernes qui posent un danger. Les opposants à l’établissement de normes distinctes craignent que de laisser un plus grand nombre de tierces parties élaborer des normes puisse nuire à la viabilité économique du BVF, menant à un transport moins sécuritaire du brut voie routière.

En 2016, les organismes de règlementation américains pourraient se concentrer davantage sur une responsabilisation accrue et une application plus rigoureuse des règles. En ce moment, les personnes qui enfreignent sciemment ou imprudemment la règlementation fédérale sur les marchandises dangereuses font face à des sanctions civiles et pénales. De plus, les entreprises sont passibles de poursuites au criminel pour des infractions commises par leurs employés. La Federal Railroad Administration (FRA), une autre sous-agence du DOT, est chargée de l’application de la loi pour le BVF et le département de la Justice (DOJ) des États-Unis est responsable de la poursuite d’actions au criminel et au civil pour les infractions non réglées par la FRA.

En pratique, la responsabilité criminelle pour des infractions a rarement été sanctionnée. Alors que la FRA célébrait son taux le « plus haut jamais enregistré » de prélèvements de sanctions civiles en 2015, un rapport de 2016 par le bureau de l’inspecteur général du DOT critiquait la FRA pour ses efforts fragiles en matière d’application au civil et l’absence de poursuites d’infractions en responsabilité criminelle.⁶³ Le rapport du DOT recommandait que la FRA augmente ses sanctions civiles et exige que tout son personnel signale directement au bureau de l’inspecteur général toute infraction criminelle apparente. La FRA a indiqué qu’elle se conformerait aux exigences du rapport d’ici le 15 mars 2017.

IX. PLAN D’ACTION SUR LE CLIMAT

Alors que le président sortant Obama fait l’article des progrès que son administration a faits sur les changements climatiques et le déploiement d’énergies renouvelables, l’administration du Président Trump menace de miner tout élan que l’administration précédente a donné au Plan d’action sur le climat (PAC) au cours des trois dernières années. Le président Trump s’est engagé à démanteler une bonne partie du legs d’Obama sur le climat, allant de Plan d’énergie propre (PEP) à la mise au point des règles de l’EPA sur la réduction des émissions de méthane.

A. Plan d’énergie propre

En juin 2013, Obama a mis de l’avant un plan à trois volets pour réduire la pollution par le carbone, soit le PAC. Le PEP est largement considéré comme l’élément central du PAC. Adopté au titre de l’article 111(d) de la Clean Air Act (CAA), le PEP établit les premières normes nationales jamais adoptées pour limiter les émissions de GES provenant des centrales électriques existantes. Mis en œuvre dans son ensemble, le PEP pourrait avoir des répercussions importantes sur la façon dont l’énergie est produite, transportée et consommée aux États-Unis. Toutefois, les résultats de l’élection présidentielle de 2016 rendent sa mise en œuvre de plus en plus incertaine.

Plusieurs États américains ont contesté le PEP devant les tribunaux fédéraux, soutenant que l’EPA n’avait pas l’autorité nécessaire en vertu de la CAA d’enjoindre les centrales électriques existantes de réduire leurs émissions de GES. Lorsque la Cour d’appel du circuit du DC a refusé de surseoir à la mise en œuvre de la règle, la Cour suprême des États-Unis (à la grande surprise de bien des observateurs juridiques) a décidé de surseoir à la mise en œuvre du PEP dans l’attente du règlement des contestations juridiques. Les plaidoiries ayant été entendues le 27 septembre 2016, le sursis à la mise en œuvre du PEP se poursuit alors qu’un tribunal de 10 juges en banc dans le circuit de DC examine les contestations juridiques à la règle.

Alors qu’il était en campagne, Trump s’est engagé à annuler le PEP s’il était élu. En effet, la personne désignée par le Président Trump comme administrateur de l’EPA – le procureur général de l’Oklahoma Scott Pruitt – a mené la charge juridique contre le PEP. Mais, la voie qu’empruntera le président Trump pour renverser la règle demeure incertaine.

En décembre 2016, une coalition de 24 États menée par la Virginie-Occidentale et le Texas a remis une lettre au président élu Trump lui demandant de rendre une ordonnance pour endiguer le PEP dès son premier jour de sa présidence. La lettre lui recommandait également de prendre des mesures en vue d’éliminer officiellement la règle au moyen d’une action administrative formelle en conformité avec l’Administrative Procedure Act (APA)⁶⁴ et la CAA. Pour terminer, la lettre recommande également que le Congrès et le président élu prennent des mesures en vue de s’assurer que des règles similaires ne soient jamais mises de l’avant par l’EPA à l’avenir. En réponse, une contre-coalition d’États et de villes a remis une lettre à Trump, l’empressant de préserver la règle et de continuer de la défendre devant les tribunaux. Le procureur général de New York Eric Schneiderman, l’ancienne procureure générale de la Californie (maintenant sénateur des États-Unis) Kamala Harris et d’autres soutiennent dans la lettre que toute tentative pour annuler la règle ou nuire à son application ne mènerait qu’à de plus amples litiges.

En bref, bien qu’une certaine forme de règlementation des émissions de carbone à l’échelle nationale demeure probable à long terme, la mise en œuvre du PEP est peu probable au cours des quatre prochaines années.

B. Émissions de méthane

Dans le cadre du PAC de l’administration Obama, l’EPA a mis au point les règles en mai 2016 en vue de réduire les émissions de méthane d’infrastructures nouvelles et modifiées de pétrole et de gaz. Les émissions de méthane sont largement considérées comme le deuxième plus important facteur qui contribue aux émissions de GES, derrière le dioxyde de carbone. Ces règles représentent le premier effort pour réduire les émissions de méthane dans toute industrie. Le Dakota du Nord a mené la charge juridique contre la règle en juillet 2016 en demandant au circuit du DC d’invalider la règle comme étant au-delà de la portée du pouvoir de l’EPA en vertu de la CAA. Le Texas et la Virginie-Occidentale ont lancé des attaques similaires contre la nouvelle règlementation.

Comme pour le PEP, le président élu Trump s’est engagé à renverser la règlementation sur le méthane récemment publié par l’administration Obama, ce qui pourrait contourner le fondement des contestations juridiques menées par les États à l’égard de la règlementation. Un mécanisme que l’administration Trump pourrait tenter d’utiliser la Congressional Review Act (CRA)⁶⁵.

C. Normes sur le mercure et les produits toxiques de l’air

L’EPA a élaboré des normes sur le mercure et les produits toxiques de l’air (NMPTA) pour la règlementation des émissions de polluants atmosphériques dangereux provenant des centrales électriques en vertu de la CAA. Achevées en 2012, les NMPTA ont fait l’objet de litiges de la part de groupes environnementaux et de l’industrie, allant jusqu’à la Cour suprême des États-Unis, laquelle a renvoyé les litiges au circuit du DC après avoir conclu que l’EPA n’avait pas suffisamment tenu compte du coût de la règle avant sa promulgation.

En décembre 2016, les groupes environnementaux et de l’industrie ont contesté de nouveau les NMPTA – quoique pour des motifs différents. Les groupes environnementaux ont fait valoir que l’EPA avait ignoré à tort les limites concernant les matières particulaires. Les groupes de l’industrie soutiennent que l’étude sous-jacente utilisée par l’Agence à l’appui des NMPTA reposait sur des données erronées concernant les émissions. Les mémoires de la cause seront déposés le 3 avril 2017, et la décision devrait suivre dans les mois suivants.

X. RÉPONSE À LA DEMANDE

La réponse à la demande – compensation pour la restriction de la consommation d’électricité durant les périodes de demande de pointe et le coût marginal de réseau élevé – fait de plus en plus partie intégrante des marchés d’électricité de gros, réduisant la demande de pointe des réseaux et anticipant le besoin pour une nouvelle capacité de production dispendieuse. En janvier 2016, la Cour suprême des États-Unis a fait valoir que la FERC avait l’autorité en vertu de la FPA⁶⁶ de réglementer les offres de réponse à la demande dans les marchés de gros et compenser les fournisseurs de réponse à la demande afin qu’ils reçoivent le même montant pour conserver l’électricité que les producteurs obtiennent pour la produire⁶⁷. La Cour a maintenu l’ordonnance n^o 745 de la FERC, qui enjoignait les ORT et les OSI à payer les fournisseurs de ressources économiques de réponse à la demande dans leurs marchés d’électricité de gros du prochain jour ou en temps réel le plein prix marginal en fonction du lieu (PML) utilisé pour compenser les fournisseurs-producteurs de ces marchés⁶⁸.

La décision Electric Power Supply Association (EPSA) a mis fin à plusieurs années d’incertitude quant à la viabilité future de la réponse à la demande et a donné lieu à un important investissement dans l’industrie, qui devrait se poursuivre en 2017. Les ORT-OSI ont récemment tenté d’adapter leurs règles de leur marché en fonction de sa croissance en réponse à la demande. Par exemple, PJM Interconnexion (PJM)  a récemment tenté d’obtenir et obtenu l’approbation de la FERC pour réviser son processus de règlement et accroître la précision des conditions de base et des calculs de réduction de la réponse à la demande, offrir des options souples de participation et mieux harmoniser les mesures d’incitation du marché avec les effets efficients du marché⁶⁹. Le New York Independent System Operator (NYISO) souhaite exempter les ressources de réponse à la demande de ses mesures d’atténuation de l’emprise sur le marché acheteur de capacité, au motif que la réponse à la demande ne pouvait pas contenir de façon efficace les prix de la capacité dans l’État de New York⁷⁰. Diverses parties prenantes sont susceptibles de tirer profit des mesures d’incitation de réponse à la demande, ce qui comprend les technologies émergentes comme la production décentralisée et le stockage d’énergie, lesquels sont en mesure de fournir une réponse à la demande.

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

Le 1^er août 2016, la NYPSC a rendu une ordonnance controversée dans le cadre de l’objectif de New York de réduire de façon considérable les émissions de carbone, exigeant des contribuables de services publics du secteur privé qu’ils subventionnent l’exploitation continue de plusieurs générateurs nucléaires qui, à défaut de quoi, seraient probablement déclassés. Les subventions seraient sous forme de soi-disant crédits d’émissions zéro (CEZ), donnant droit à chaque centrale d’obtenir le prix marginal en fonction du lieu pour l’énergie ainsi qu’un flux de rentrées supplémentaire calculé au moyen de la méthode du « coût social du carbone » du gouvernement fédéral⁷¹.

Le programme de New York a été contesté devant la cour du district fédéral par des propriétaires de générateurs non nucléaires qui soutiennent que le programme entraînera une compression artificielle des prix de l’énergie et de la capacité installée dans les marchés de l’État⁷². La bataille juridique imminente à l’égard des CEZ sera le tout premier test important de la portée de la décision d’avril 2016 de la Cour suprême dans Hughes v Talen Energy Marketing LLC (Hughes), laquelle invalidait la subvention de l’État du Maryland pour de nouveaux générateurs au gaz, cédant le pas à la compétence de la FERC dans le domaine des marchés et des tarifs d’électricité de gros en vertu de la FPA⁷³. Les opposants soutiennent que la subvention de New York fausse de la même façon les prix du marché de gros. La NYPSC et les partisans font valoir que le programme ne fait que compenser les générateurs nucléaires pour leurs attributs environnementaux et l’avancement de la politique publique de l’État, non liés aux prix d’équilibre du marché de gros et, par conséquent, en conformité avec la décision Hughes étroitement individualisée.

Le 7 décembre 2016, l’état de l’Illinois a également adopté le Future Energy Jobs Act qui incluait un programme de CEZ pour subventionner la production d’énergie nucléaire de base pour 10 ans, encourageant ainsi les producteurs concurrents de déposer leurs contestations juridiques à la FERC et à la cour fédérale⁷⁴.

XII. APPLICATION ET CONFORMITÉ DE LA FERC ET DE LA CFTC

Le Bureau de l’application de la FERC a continué en 2016 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 règlementés⁷⁵. Au cours de l’AF 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 fraude⁷⁶. La FERC a ouvert 17 nouvelles enquêtes et obtenu des sanctions pécuniaires et le dégorgement de profits injustes totalisant environ 18 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 567 millions de dollars en sanctions civiles et de restituer plus de 45 millions de dollars en présumés profits injustes.

Le Bureau de l’application de la FERC a aussi émis deux livres blancs : un résumant les récentes décisions de la FERC et de la cour fédéral concernant le développement de la doctrine « anti-manipulation » de la Commission et identifiant les facteurs que les employés étudient comme indice de conduite frauduleuse; un autre expliquant les meilleures pratiques internes des entités juridictionnelles pour prévenir et détecter la manipulation du marché et d’autres violations. ⁷⁷

La CFTC a également continué d’exercer de façon agressive son autorité au cours de l’AF 2016, mettant en œuvre 68 mesures d’application, ce qui a donné lieu à plus de 1,2 milliard 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 notables de la FERC sont brièvement décrits ci-dessous.

A. Maxim Power Corporation, et al

Le 26 septembre 2016, la Commission a approuvé un règlement entre Maxim Power Corporation (Maxim), plusieurs de ses sociétés affiliées et un employé individuel, réglant des réclamations pendantes en litige devant la cour de district des États-Unis pour le district du Massachusetts⁷⁸. Maxim a reconnu les faits allégués mais n’a pas admis ni nié les violations, acceptant de payer 4 millions de dollars en dégorgement à l’Independant System Operator – New England (ISO-NE) et 4 millions de dollars en sanctions civiles.

Le règlement a apporté une conclusion aux allégations de la FERC dans une ordonnance qu’elle a rendue et qui imposait des sanctions civiles aux entités Maxim le 1^er mai 2015, selon quoi celles-ci avaient enfreint la règle anti-manipulation de la Commission⁷⁹, au moyen d’un stratagème visant à percevoir environ 3 millions de dollars en paiements surfacturés auprès d’ISO-NE pour des activités de fiabilité en facturant l’ISO pour du pétrole coûteux alors qu’ils utilisaient du gaz naturel beaucoup moins coûteux⁸⁰. 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 Monitor⁸¹. 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 son désaccord à l’égard du décret de la Commission. Le règlement de septembre 2016 a également apporté une conclusion à une enquête non publique distincte à savoir si Maxim pouvait avoir « joué » les procédures d’atténuation d’ISO-NE afin de maximiser ses paiements de rehaussement lorsqu’elle a été déployée pour fins de fiabilité.

B. Lincoln Paper and Tissue, LLC et al

Le 1^er juin 2016, la Commission a rendu une ordonnance approuvant un règlement dans lequel Lincoln Paper and Tissue LLC (Lincoln) reconnaissait les faits mais n’admettait ni ne niait les allégations à savoir qu’elle avait manipulé les marchés de réponse à la demande d’ISO-NE⁸². Le règlement a également été approuvé par la Cour des faillites des États-Unis pour le district du Maine dans le cadre d’une réorganisation de faillite courante en vertu du chapitre 11 par Lincoln. Dans le cadre de la procédure de faillite, la FERC a convenu que le dégorgement sera payé comme une créance ordinaire et que la sanction civile sera traitée comme une revendication subordonnée.

Le 29 août 2013, la FERC a rendu des ordonnances⁸³ imposant des sanctions civiles de 5 millions de dollars, de 7,5 millions de dollars et de 1,25 million de dollars à Lincoln, Competitive Energy Services LLC (CES) et Richard Silkman (Silkman), associé directeur de CES, respectivement. Les ordonnances exigeaient également le dégorgement de profits injustes d’environ 380 000 $ de la part de Lincoln et de 170 000 $ de la part CES. La pétition de la FERC demandant des ordonnances confirmant l’imposition de sanctions contre CES et Silkman⁸⁴ continue de faire l’objet d’un litige devant la cour du district des États-Unis pour le district du Maine et survécu à des motions en rejet⁸⁵.

C. BP America Inc, et al

Le 11 juillet 2016, la FERC a confirmé une décision initiale rendue le 13 août 2015 par un magistrat du droit administratif (MDA) à la FERC à la suite d’une audience pour la présentation de preuves ayant duré près de deux semaines. La décision initiale avait conclu 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 de service au Texas à la suite de 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 dégorgement de profits injustes, ce qui équivaut au montant avancé dans l’ordonnance de justifier rendue par la Commission le 5 août 2013⁸⁶.

Le 10 août 2016, BP a demandé une nouvelle audition et un sursis de l’ordonnance du 11 juillet 2016 de la Commission, qui a répondu en sursoyant le paiement de la sanction civile et accordant une nouvelle audition pour un examen plus approfondi du bien-fondé⁸⁷. Le 7 septembre 2016, BP en a appelé de l’ordonnance originale de la Commission établissant l’audition de la question devant un juge de droit administratif de la Cour d’appel des États-Unis pour le cinquième circuit.

D. Total Gas & Power North America, Inc, et al

Le 28 avril 2016 2016, la FERC a rendu une ordonnance de justifier alléguant que Total Gas & Power North America, Inc (Total), de même que ses sociétés affiliées et deux opérateurs de marché, avaient enfreint la règle anti-manipulation en effectuant des transactions au cours de semaines de soumission afin d’influencer les indices de prix publiés pour le gaz naturel à quatre endroits dans le sud-ouest des États-Unis entre juin 2009 et juin 2012⁸⁸. La FERC a allégué que Total avait échangé une part dominante du marché de gaz naturel réel à prix de revente mensuel fixe au cours de la semaine de soumission afin de gonfler ou de réduire le prix moyen pondéré en fonction du volume pour ensuite déclarer ces transactions afin de les inclure dans le calcul des indices de prix mensuels publiés auxquels elle a été exposée, bénéficiant ainsi de ses positions dérivées dont la valeur était lié à ces indices. La FERC demande des sanctions civiles totalisant plus de 216 millions de dollars et un dégorgement de plus de 9 millions de dollars.

Total a également intenté une poursuite devant la cour de district des États-Unis pour le district ouest du Texas demandant d’empêcher la FERC de statuer sur les violations alléguées, demandant plutôt un jugement déclaratoire à savoir : (1) que la Commission n’a pas la compétence juridique pour statuer sur les violations à la NGA; (2) que toute décision de celle-ci violerait l’article III et les cinquième et septième amendements de la Constitution des États-Unis; (3) que le processus par lequel la FERC nomme des magistrat de droit administratif est inconstitutionnel, parce que ces magistrats ne sont pas nommés par la Commission dans l’ensemble et (4) que les communications entre les membres du personnel de la FERC au cours de la phase d’enquête (c.-à-d. avant que l’ordonnance de justifier ne soit rendue) du cas de Total violait l’interdiction sur les communications ex parte et les exigences sur la séparation de fonction établies par l’Administrative Procedure Act (APA). La Cour a donc renvoyé la question à la cour de district des États-Unis pour le district sud du Texas, et cette cour a rejeté la plainte des plaignants le 15 juillet 2016, concluant que leurs revendications étaient non justiciables et hypothétiques et qu’elles n’étaient pas en état d’être plaidées, et rejetant la contestation judiciaire de Total⁸⁹. Total en a appelé du rejet devant la Cour d’appel des États-Unis pour le 5^e circuit le 26 septembre 2016⁹⁰.

En décembre 2015, la CFTC a déposé et réglé des poursuites en manipulation du marché contre Total pour un sous-ensemble des mêmes transactions de semaine de soumission dans la mire de la FERC. La CFTC a perçu une sanction civile de 3,6 millions de dollars et a interdit à Total d’effectuer des transactions réelles et réelles à prix fixe de gaz naturel à des points centraux d’échange lorsqu’elle détient également certaines positions financières connexes de gaz naturel⁹¹.

E. ETRACOM LLC, et al

Le 17 août 2016, la FERC a déposé une pétition devant la cour de district des États-Unis pour le district est de la Californie pour l’application de l’ordonnance de juin 2016 de la Commission imposant des sanctions civiles contre ETRACOM LLC et son propriétaire majoritaire et son propriétaire principal⁹². La FERC alléguait qu’au cours de mai 2011, ETRACOM avait violé la règle anti-manipulation de la Commission en présentant des transactions virtuelles d’approvisionnement en électricité à une interconnexion à la frontière du marché du California Independent System Operator (CAISO) au profit des positions de droits de revenus de congestion (DRC) d’ETRACOM. Les répondants allèguent que la conception du marché ainsi que des failles logicielles et des erreurs de modélisation, entre autres, dans l’exploitation par le CAISO de ses marchés de l’énergie et de DRC ont eu une incidence sur la tarification à cette interconnexion.

La Commission a demandé à la Cour de confirmer par voie sommaire les sanctions civiles imposées totalisant 2,5 millions de dollars et le dégorgement d’environ 315 000 $. La Cour évalue la portée de l’examen de novo d’une sanction imposée en vertu de la FPA, y compris à savoir si les règles de procédure civile fédérales s’appliquent et donnent à ETRACOM les droits pour demander la communication de la preuve de la part de la FERC et de tierces parties.

F. National Energy & Trade, LP, et al

Le 1^er septembre 2016, la Commission a approuvé des ententes de règlement concernant les enquêtes visant National Energy & Trade, LP (NET) et un de ses opérateurs du marché du gaz naturel⁹³. Le personnel d’Application a allégué que NET avait violé la règle anti-manipulation en s’engageant dans des négociations directionnelles au cours des semaines de soumission de janvier 2012 et d’avril 2014 à des points centraux d’échange de gaz naturel dans les états de New York et du Texas au profit de ses positions financières afférentes. NET a payé une sanction civile et un dégorgement d’environ 1,5 million de dollars, sans admettre ou nier les allégations, et l’opérateur du marché a payé une sanction civile de 40 000 $ et a accepté une interdiction d’opération d’un an.

G. Enquêtes, règlements et procédures concernant les transactions jusqu’à congestion

La FERC continue de plaider deux cas découlant d’allégations pour avoir « joué » les 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 « transactions 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)⁹⁴ ».

1. Powhatan Energy Fund, et al

La FERC a déposé une pétition devant la cour de district des ÉtatsUnis pour le district est de la Virginie⁹⁵ pour l’application de l’ordonnance de mai 2015 de la Commission imposant des sanctions civiles 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 ordonné aux entités constituées de restituer les fonds présumés injustes. La FERC allègue que les Intimés Powhatan s’étaient engagés dans des TJAC qui constituaient de la manipulation en « pla[çant] celles-ci dans des directions opposées mais dans les mêmes voies, aux 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 distribués à ce moment à des TJAC avec transport payé » et proposant des sanctions civiles aux même montants⁹⁶. La Cour n’a pas encore déterminé la portée de l’examen de novo exigé par la FPA.

2. City Power Marketing, LLC, et al

La FERC a déposé une pétition auprès de la cour de district des États-Unis pour le district de Columbia⁹⁷ pour l’application de l’ordonnance de juillet 2015 de la Commission imposant des sanctions civiles totalisant 15 millions de dollars et un dégorgement de plus de 1,2 million de dollars contre City Power Marketing, LLC (City Power et son propriétaire, K. Stephen Tsingas)⁹⁸. La Commission a conclu 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 ses conclusions, 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 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 ne comportaient pas de risques économiques.

La Commission a également jugé que City power avait enfreint l’alinéa 35.41b) 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. Le 10 août 2016, la Cour a rendu une opinion rejetant la motion en rejet de City Power mais soutenant – en conformité avec d’autres tribunaux de district évaluant la question – que la pétition de la FERC pour un examen devait être traitée comme une cause civile ordinaire régie par les règles de procédure civile fédérales, rejetant l’argument de la FERC à savoir que la procédure ne constituait qu’un examen sommaire de l’action de l’agence⁹⁹.

3. Coaltrain Energy, LP, et al

La FERC a déposé une pétition auprès de la cour de district des États-Unis pour la cour du district sud de l’Ohio¹⁰⁰ pour l’application de l’ordonnance de mai 2016 de la Commission imposant des sanctions civiles totalisant 38 millions de dollars et un dégorgement de plus de 4,1 millions de dollars contre Coaltrain Energy, LP, ses copropriétaires et trois opérateurs de marché¹⁰¹. Le personnel d’Application alléguait que Coaltrain avait utilisé des TJAC financièrement réglées à l’été 2010 pour manipuler et escroquer PJM en percevant des paiements REPM en trop et que Coaltrain avait induit les enquêteurs en erreur en omettant initialement de produire des captures d’écran de son logiciel de surveillance d’ordinateur interne.

XIII. PIPELINES DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL

L’examen accru du public et la controverse concernant les effets environnementaux directs et en amont des pipelines de pétrole brut et de gaz naturel ont contribué au délai ou au rejet de plusieurs projets vers la fin de 2016. Notamment, les manifestations continues par les activistes écologiques au site proposé du pipeline de pétrole Dakota Access dans le Dakota du Nord ont atteint leur point culminant le 4 décembre 2016, lorsque l’administration Obama a ordonné à l’Army Corps of Engineers de refuser à Energy Transfer Partner la servitude requise pour le projet. Toutefois, l’administration Trump a renversé cette décision par suite de l’engagement de Trump de rationnaliser les processus d’attribution de permis et environnementaux pour l’infrastructure énergétique, plus particulièrement en ce qui concerne l’approbation du prolongement par TransCanada Corporation du pipeline Keystone XL qui serait utilisé pour importer du pétrole brut des sables bitumineux de l’Alberta.

En mai 2016, Constitution Pipeline a interjeté appel à la Cour d’appel des États-Unis pour le deuxième circuit concernant une décision d’avril 2016 par le New York State Department of Environmental Conservation de ne pas permettre en vertu de l’article 401 de la Clean Water Act (CWA)¹⁰² malgré l’approbation par la FERC du projet de gazoduc en 2014¹⁰³. Les associations commerciales de l’industrie, y compris les producteurs, les transporteurs et les utilisateurs de gaz naturel, participent aux procédures juridiques et font valoir que New York a interféré de façon inadmissible avec l’autorité de la FERC en vertu de la NGA concernant le choix du site et l’approbation de nouveaux pipelines.

D’autres projets – principalement ceux conçus pour alléger les restrictions imposées au transport du gaz en Nouvelle-Angleterre et ailleurs dans le nord-est des États-Unis – ont repoussé leurs dates d’achèvement prévues en raison de complications avec la FERC et/ou d’examens par l’État. Une demande inadéquate et des conditions de marché incertaines ont mené à l’annulation du pipeline Northeast Energy Direct proposé par Kinder Morgan Inc. et incité la FERC à rejeter la demande de certificat du pipeline Pacific Connector proposé en lien avec le terminal d’exportation de GNL de Jordan Cove en Oregon¹⁰⁴.

 XIV. FIABILITÉ ÉLECTRIQUE

La FERC continue de superviser et d’assurer la conformité aux normes de fiabilité, en collaboration avec la NERC, une organisation 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 Québec¹⁰⁵.

La FERC continue de se concentrer sur le renforcement de la sécurité du réseau de production-transport d’électricité de l’Amérique du Nord en supervisant l’élaboration de nouvelles normes de fiabilité pour la protection de l’infrastructure critique (PIC). Le 21 juillet 2016, la FERC a enjoint la NERC d’élaborer une nouvelle norme de PIC pour la gestion des risques à la chaîne d’approvisionnement afin de régler les problèmes de vulnérabilité en matière de sécurité auxquels font face les fournisseurs spécialisés offrant des services de matériel, d’informatique, de programmation et de réseautage pour les systèmes de contrôle industriels aux opérateurs de réseaux énergétiques¹⁰⁶. Le 21 juillet 2016, la FERC a également publié un avis d’interpellation (AI) pour la modification de normes de PIC afin d’assurer une meilleure protection contre les cyberattaques des centres de contrôle qui sont utilisés pour surveiller et contrôler le réseau de production-transport d’électricité en exigeant que ces centres de contrôle soient séparés dans une certaine mesure d’Internet et qu’ils aient la capacité de prévenir les applications non autorisées¹⁰⁷. En 2016, la FERC n’a pas annoncé d’importantes mesures d’application concernant des pannes d’électricité ou de sérieuses des violations des normes de fiabilité.

*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 poltique 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 règlementaires 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 exprimées dans le présent rapport sont les siennes et ne reflètent pas nécessairement celles de Morrison & Foerster ni de ses clients.
1.    Sierra Club v FERC (Freeport), 827 F.3d 36 (DC Cir 2016).
2.   National Environmental Policy Act, 42 USC § 4321.
3.   Supra note 1 à 46.
4.   Supra note 1 à 47.
5.   Ibid.
6.   EarthReports, Inc v FERC, 828 F.3d 949 (Circuit du DC 2016).
7.   Ibid au para 1.
8.   Ibid at II.A.
9.   Sierra Club v FERC, No, 15-1133 (Circuit du DC, 4 novembre 2016).
10.   Order Denying Applications for Certificate and Section 3 Authorization, Jordan Cove Energy Project LP and Pacific Connector Gas Pipeline LP, 154 FERC 61190 (11 mars 2016) au para 44.
11.   Order Denying Rehearing, Jordan Cove Energy Project LP and Pacific Connector Gas Pipeline LP, 157 FERC 61194 (9 décembre 2016) aux para 17, 19.
12.   Third-Party Provision of Ancillary Services; Accounting and Financial Reporting for New Electric Storage Technologies, Order 784, Docket Nos AD10-13-000 and RM11-24-000, 144 FERC 61056 (18 juillet 2013).
13.   Electric Storage Participation in Regions with Organized Wholesale Electric Markets, FERC Docket No AD16-20-000 (11 avril 2016).
14.    Transcript of Commission Meeting, (21 avril 2016), en ligne: <https://www.ferc.gov/CalendarFiles/20160509131051-transcript.pdf>.
15.  Utilization In the Organized Markets of Electric Storage Resources as Transmission Assets Compensated Through Transmission Rates, for Grid Support Services Compensated in Other Ways, and for Multiple Services, FERC Docket No AD16-25-000 (30 septembre 2016).
16.   Electric Storage Participation in Markets Operated by Regional Transmission Organizations and Independent System Operators, Nos AD16-20-000 and RM16-23-000, 157 FERC 61121 (17 novembre 2016).
17.   US, AB 2514, An act to amend Section 9620 of, and to add Chapter 7.7 (commencing with Section 2835) to Part 2 of Division 1 of, the Public Utilities Code, relating to energy, 2009-2010, Cal, 29 septembre 2010.
18.   Decision Adopting Energy Storage Procurement Framework and Design Program, CPUC D.13-10-040, 17 octobre 2013.
19.   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, CPUC R.15-03-011 (2 avril 2015).
20.   Decision Addressing Competitive Solicitation Framework and Utility Regulatory Incentive Pilot, CPUC D.16-12-036 (22 décembre 2016).
21.   US, HB 2193, An act relating to energy storage; and declaring an emergency, 78e Leg Assem, Reg Sess, Or, 2015.
22.   Order Implementing Energy Storage Program Guidelines pursuant to House Bill 2193, Order 16-504, Docket No UM 1751 (Or 2016).
23.   US, H 4568, An act to promote energy diversity, 2015-2016, Mass, 2016.
24.   Cal Pub Util Code § 353.5.
25.   Cal Pub Util Code § 769.
26.   Cal Pub Util Code § 769(c).
27.   US, 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, Cal, 2013.
28.   US, AB 793, An act to amend Section 2790 of, and to add Section 717 to, the Public Utilities Code, relating to public utilities, 2015-2016, Cal, 2015.
29.   US, SB 374, 78e session, 2015, en ligne: <https://www.leg.state.nv.us/App/NELIS/REL/78th2015/Bill/1973/Overview>.
30.   Order re: NV Energy and Sierra Pacific Power Applications, PUCN Docket Nos 15-0741 and 15-0742 (23 décembre 2015).
31.   Ibid; Advice Letter No 453-R, PUCN Docket No 15-0741 (30 décembre 2015), à 2, 6 ROD 006938.
32.   Supra note 30 à 108 (23 décembre 2015), 7 ROD 007515.
33.   Order Granting in Part and Denying in Part General Rate Application By Sierra Pacific Power, PUCN Docket No 16-06006 (20 décembre 2016).
34.   Proceeding on Motion of the Commission in Regard to Reforming the Energy Vision, NYPSC Docket No 4-M-0101.
35.  Proceeding on Motion of the Commission to Consider a Clean Energy Fund, NYPSC Docket No 14-M-0094.
36.   La NYPSC a recueilli ses ordonnances de RVE, en ligne : <http://www3.dps.ny.gov/W/PSCWeb.nsf/All/C12C0A18F55877E785257E6F005D533E?OpenDocument>.
37.   In the Matter of Eligibility Criteria for Energy Service Companies, NYPSC Docket No 15-M-0127; Proceeding on Motion of the Commission to Assess Certain Aspects of the Residential and Small Non-residential Retail Energy Markets in New York State, NYPSC Docket No 12-M-0476; Uniform Business Practices, NYPSC Docket No 98-M-1343.
38.   Arizona Public Service Company’s Application for Approval of Net Metering Cost Shift Solution, Decision No 74202 at 19-20, Ariz Corp Comm’n Docket No E-01345A-13-0248 (3 décembre 2013).
39.   Arizona Corporation Commission, Docket No E-00000J-14-0023 (20 décembre 2016).
40.   Voir, p. ex. la Energy Independence and Security Act of 2007, Pub L No 110-140, 42 USC 17001.
41.   Lawrence Berkeley National Laboratory, What’s Energy Efficiency, en ligne: <https://eetd.lbl.gov/ee/ee-2.html>.
42.   L’American Council for an Energy Efficient Economy (ACEEE) classe les États chaque année en fonction de la mesure dans laquelle ils font la promotion de l’efficacité énergétique. En 2016, les deux premiers États sur la liste de l’ACEEE étaient la Californie et le Massachusetts, en ligne : <http://aceee.org/state-policy/scorecard>.
43.   Cal Pub Util Code §§ 454.55, 454.564.
44.   Cal Pub Util Code § 381.
45.   California Public Utilities Commission, Docket No A-16-08-006.
46.   Third-Party Provision of Primary Frequency Response Service, Décret No 819, Docket No RM15-2-000, 153 FERC 61220 (20 novembre 2015).
47.   David DeKok, “Pennsylvania Adopts New Fracking Regulations”, Insurance Journal (10 octobre 2016), en ligne: <http://www.insurancejournal.com/news/east/2016/10/10/428843.htm>.
48.   Dan Packel, “New Pa. Fracking Regs Finally Take Effect”, Law360 (7 octobre 2016), en ligne: <https://www.law360.com/articles/849422/new-pa-fracking-regs-to-finally-take-effect>.
49.   Marcellus Shale Coalition v Department of Environmental Protection, No 573 MD 2016 (Pa 8 novembre 2016).
50.   Claudia Melendez Salinas, “Big Oil Sues Monterey County to Stop Measure Z”, Mercury News (16 décembre 2016), en ligne: <http://www.mercurynews.com/2016/12/16/big-oil-sues-monterey-county-to-stop-measure-z/>.
51.   Ibid.
52.   Ibid.
53.   Ibid.
54.   Paul O’Donnell, “Days After Oklahoma Earthquake, Sierra Club Lawsuit Targets Chesapeake, Devon, Others”, Dallas Morning News, 17 février 2016, en ligne : <http://www.dallasnews.com/business/energy/2016/02/17/days-after-oklahoma-earthquake-sierra-club-lawsuit-targets-chesapeake-devon-others>.
55.   Resource Conservation and Recovery Act, 42 USC § 6901 et seq (1976).
56.   Blake Watson, Hydraulic Fracturing Tort Litigation Summary (1^er janvier 2017).
57.   Ibid.
58.   Brady Dennis, “Environmental Groups Sue EPA, Seek Stricter Rules Over Fracking Waste Linked to Earthquakes”, Washington Post, 4 mai 2016, en ligne: <https://www.washingtonpost.com/news/energy-environment/wp/2016/05/04/environmental-groups-sue-epa-seek-stricter-rules-over-fracking-waste-linked-to-earthquakes/?utm_term=.2e66 25b2cdae>.
59.   Ibid.
60.   Ibid.
61.   Keith Goldberg, “EPA Will Review Drilling Waste Regs to Settle Enviros’ Suit”, Law360, 4 janvier 2017, en ligne: <https://www.law360.com/articles/877132/epa-will-review-drilling-waste-regs-to-settle-enviros-suit>.
62.   Order on Petitions for Review of Final Agency Action, Wyoming v Jewell et al, No 2:15-cv-043 (D Wyo 21 juin 2016); 80 FR 16128 (26 mars 2015).
63.   Department of Transportation, Report No ST-2016-020, “FRA’s Oversight of Hazardous Materials Shipments Lacks Comprehensive Risk Evaluation and Focus on Deterrence” (24 Feb 2016), en ligne: <https://www.oig.dot.gov/sites/default/files/FRA%20Oversight%20of%20Hazmat%20by%20Rail_Final%20Report%5E2-24-16.pdf >.
64.   Administrative Procedure Act, Pub L No 79-404, 60 Stat 237 (1946).
65.   Emmarie Huetteman, “How Republicans Will Try to Roll Back Obama Regulations”, The New York Times (30 January 2017), en ligne: <https://www.nytimes.com/2017/01/30/us/politics/congressional-review-act-obama-regulations.html?_r=0>.
66.   Federal Power Act, 16 USC § 791a.
67.   FERC v Electric Power Supply Ass’n, 577 US, No 14-840, slip on (25 janvier 2016); pour un commentaire de cas sur cette décision déjà comprise dans la présente publication trimestrielle, voir Scott Hempling, The Supreme Court Saves Demand Response: Now What? (2016) 4:1 Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie 35.
68.   Demand Response Compensation in Organized Wholesale Energy Markets, ordonnance n^o 745, Docket No RM10-17-000, 134 FERC  61,187 (15 mars 2011), order on reh’g, ordonnance n^o 745-A, 137 FERC 61,215 (15 décembre 2011). L’ordonnance exigeait que les ressources de demande soit effectivement en mesure d’assurer la réduction revendiquée dans la demande, que les ressources se soumettent à un « essai des avantages nets » et que la commission règlementaire de l’État applicable permette les soumissions pour la demande dans un marché de gros organisé.
69.   Order Accepting Proposed Tariff Revisions, Docket No ER16-2460-000, 157 FERC  61,067 (31 octobre 2016).
70.   Complaint, New York State Public Service Commission et al v New York Independent System Operator, Inc, FERC Docket No EL16-92 (24 juin 2016).
71.   Petition of Constellation Energy Nuclear Group LLC; R.E Ginna Nuclear Power Plant, LLC; and Nine Mile Point Nuclear Station, LLC to Initiate a Proceeding to Establish the Facility Costs for the R.E Ginna and Nine Mile Point Nuclear Power Plants, Implementation of a Large-Scale Renewable Program and a Clean Energy Standard, NYPSC Docket No 16-E-0270 (1 août 2016).
72.   Complaint, Coalition for Competitive Energy v Zibelman, Case No 1:16-cv-08164 (SDNY 19 octobre 2016).
73.   578 US, 136 S. Ct. 1288 (2016). Pour un exposé de la décision déjà incluse dans la présente publication trimestrielle, voir Robert Fleishman, La position de Washington (2016) 4:2 Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie 54.
74.   Electric Power Supply Association et al v Star et al, No 1:17-cv-01164 (ND Ill 2017); Calpine Corp et al v PJM Interconnection LLC, FERC Docket No EL16-49-000 (14 février 2017).
75.   Federal Energy Regulatory Commission, 2016 Report on Enforcement, dossier n^o AD07-13-010 de la FERC (17 novembre 2016), en ligne : FERC <https://www.ferc.gov/legal/staff-reports/2016/11-17-16-enforcement.pdf >. Le rapport offre une transparence et des conseils supplémentaires pour les entités réglementées et le public.
76.   Voir Prohibition of energy market manipulation, 16 USC § 824v(a) (2012); Prohibition on market manipulation 15 USC § 717c-1 (2012).
77.   Federal Energy Regulatory Commission, Anti-Market Manipulation Enforcement Efforts Ten Years After EP Act 2005 (novembre 2016), en ligne : < https://www.ferc.gov/legal/staff-reports/2016/marketmanipulationwhitepaper.pdf>; Federal Energy Regulatory Commission, Effective Energy Trading Compliance Practices (novembre 2016), en ligne: < https://www.ferc.gov/legal/staff-reports/2016/tradecompliancewhitepaper.pdf>.
78.   Order Approving Stipulation and Consent Agreement, Maxim Power Corporation,156 FERC 61223 (26 septembre 2016).
79.   18 CFR § 1c.1 (2015).
80.   Order Assessing Civil Penalties Maxim Power Corporation, 151 FERC 61094 (1 mai 2016).
81.   18 CFR § 35.41(b) (2015).
82.    Order Approving Stipulation and Consent Agreement, Lincoln Paper and Tissue, LLC, 155 FERC 61228 (1 juin 2016). La réponse à la demande s’entend d’une réduction dans la consommation d’électricité des clients par rapport à leur consommation anticipée en réponse à une augmentation du prix de l’électricité ou à des paiements d’incitation visant à favoriser une plus faible consommation d’électricité.
83.   Order Assessing Civil Penalty, Lincoln Paper & Tissue, LLC,144 FERC 61162 (29 août 2013); Order Assessing Civil Penalty, Competitive Energy Servs LLC, 144 FERC 61163 (29 août 2013); Order Assessing Civil Penalty, Richard Silkman, 144 FERC 61164 (29 août 2013).
84.   Petition for an Order Affirming the Federal Energy Regulatory Commission’s August 29, 2013 Order Assessing Civil Penalty Against Lincoln Paper and Tissue, LLC, FERC v Lincoln Paper & Tissue LLC, n^o 1:13-cv-13056-DPW (D Mass) (2 décembre 2013).
85.   Memorandum and Order Regarding Motions to Dismiss, FERC v Lincoln Paper & Tissue, LLC, n^o 1:13-cv-13056-DPW (D Mass) (11 avril 2016). L’ordonnance contenait des décisions en faveur de l’Application de la FERC concernant la loi sur la prescription, la renonciation à toute défense et à tout argument non soulevé au cours du processus de détermination de la sanction de la Commission, l’applicabilité de la règle anti-manipulation à des personnes individuelles et l’avertissement suffisant concernant les conduites frauduleuses qui sont proscrites. La Cour en 2016 n’avait pas fourni les éclaircissements demandés sur la portée de la révision de novo en vertu de la FPA.
86.   Initial Decision, BP America Inc, 152 FERC 63016 (13 août 2015); Order to Show Cause and Notice of Proposed Penalty, BP America Inc, 144 FERC 61100 (5 août 2013).
87.   Order Staying the Payment Directives of the Order Assessing Penalties, BP America Inc, 156 FERC 61174 (12 septembre 2016); Order Granting Rehearing, BP America Inc, Docket No IN13-15-002 (8 septembre 2016).
88.   Order to Show Cause and Notice of Proposed Penalty, Total Gas & Power North America, Inc, 155 FERC 61105 (28 avril 2016).
89.   Memorandum and Order, Total Gas & Power North America, Inc v FERC, n^o 4:16-cv-01250 (DS Tex 15 juillet 2016).
90.   Notice of Appeal, Total Gas & Power North America, Inc v FERC, n^o 16-20642 (5^e circuit, 26 septembre 2016).
91.   US Commodity Futures Trading Commission, Press Release, pr7289-15, “CFTC Files and Settles Charges against Total Gas & Power North America, Inc. and Therese Tran for Attempted Manipulation of Natural Gas Monthly Index Settlement Prices” (7 décembre 2015), en ligne: <http://www.cftc.gov/PressRoom/PressReleases/pr7289-15>.
92.   Petition for an Order Affirming the Order Assessing the Civil Penalties, FERC v ETRACOM LLC, No 2:16-cv-01945 (ED Cal 17 août 2016).
93.   Order Approving Stipulation and Consent Agreement, National Energy & Trade, L.P, 156 FERC 61154 (1 septembre 2016); Order Approving Stipulation and Consent Agreement, In re David Silva, 156 FERC 61155 (1 septembre 2016).
94.   Order Approving Stipulation and Consent Agreement, In re PJM Up-To-Congestion Transactions, 142 FERC 61088 (1 février 2013) au para 3.
95.   Petition for an Order Affirming FERC’s Order Assessing Civil Penalties, FERC v Powhatan Energy Fund LLC, n^o 3:15-cv-00452 (DE Va, 31 juillet 2015).
96.   Order to Show Cause and Notice of Proposed Penalty, Powhatan Energy Fund LLC, 149 FERC 61261 (17 décembre 2014).
97.   Petition for an Order Affirming the FERC’s July 2, 2015 Order Assessing Civil Penalties Against City Power Marketing, LLC and K. Stephan Tsingas, FERC v City Power Marketing LLC, No 15-cv-01428 (DDC 1 septembre 2015).
98.   Order Assessing Civil Penalties, City Power Marketing LLC and K. Stephen Tsingas, 152 FERC 61012 (2 juillet 2015).
99.   Memorandum Opinion and Order Denying City Power and Tsingas’ Motion to Dismiss, FERC v City Power Marketing LLC, No 15-cv-01428, (DDC 10 août 2016).
100.   Petition for an Order Affirming Order Assessing Civil Penalty, FERC v Coaltrain Energy et al, No 16-cv-00732 (SD Ohio 27 juillet 2016).
101.   Order Assesing Civil Penalties, Coaltrain Energy LP, 155 FERC 61204 (27 mai 2016)
102.   Clean Water Act, 33 USC §1251 et seq (1972).
103.   Constitution Pipeline v New York State Department of Environmental Conservation, No 16-1568 (2d Cir 23 mai 2016).
104.   Order Denying Applications for Certificate and Section 3 Authorization, Jordan Cove Energy Project, LP, 154 FERC 61190 (11 mars 2016) au para 48, order denying reh’g, 157 FERC 61194 (9 décembre 2016).
105.   NERC, Key Players: Canada, en ligne: <http://www.nerc.com/AboutNERC/keyplayers/Pages/Canada.aspx>.
106.   Revised Critical Infrastructure Protection Reliability Standards, Order No 829, Docket No RM15-14-002, 156 FERC 61050 (21 juillet 2016).
107.   Cyber Systems in Control Centers, Docket No RM16-18-000, 156 FERC 61051 (21 juillet 2016).