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. Nous faisons état des réalisations clés du gouvernement fédéral et des différents États en matière de règlementation environnementale et énergétique et en matière de litige aux États-Unis au cours de 2017 et du début de 2018, lesquelles réalisations pourraient intéresser les lecteurs de la Publication trimestrielle sur la règlementation (ERQ).

I. MESURES ADMINISTRATIVES DU PRÉSIDENT TRUMP VISANT À METTRE EN ŒUVRE LE PLAN D’ACTION SUR LE CLIMAT DU PRÉSIDENT OBAMA

Bloqué par l’inaction du Congrès en matière de changement climatique, le président Obama a lancé le Plan d’action sur le climat (le Plan) en juin 2013¹. Il s’agit d’une série de mesures administratives – plutôt que législatives – visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES) dans l’ensemble des États-Unis. Au cours du second mandat du Président, son administration a mis en œuvre le Plan dans l’ensemble des agences fédérales des É.-U., principalement dans le biais de règles administratives, d’orientations stratégiques et de changements au niveau des dépenses, des prêts et des locations du gouvernement. Parmi les centaines de mesures de ce Plan, celle de l’administration Obama visant à limiter les émissions de GES des centrales électriques grâce à la règlementation visée par la Clean Air Act², également connue sous le nom de la Clean Power Plant (CPP)³ de l’Agence de protection de l’environnement (EPA) des É.-U., était probablement la plus importante en termes de coût et de complexité.

En 2017, le président Trump a commencé à prendre des mesures systématiques pour mettre en œuvre le Plan d’Obama. Le nouveau Président était en mesure de le faire, car le Plan était composé de mesures administratives. Toutefois, seulement quelques changements étaient possibles dans un court laps de temps, et l’administration Trump a poursuivi le chemin, long et incertain, pour le mettre en œuvre. Comme le Plan lui-même, les mesures de l’administration Trump sont également nombreuses et progressent de manière formelle et informelle dans la règlementation administrative, les orientations stratégiques et les changements au niveau des dépenses, des prêts et des locations du gouvernement.

Un sous-ensemble de ces mesures a retenu l’attention du Président et de la presse en grande partie en raison de leurs répercussions possibles sur l’économie et l’influence des circonscriptions associées. Ce sous-ensemble comprend notamment : des normes de consommation de carburant pour les véhicules; des normes d’émissions pour les centrales électriques (c.-à-d., le CPP dont il est fait mention précédemment); et deux outils utilisés pour harmoniser les décisions à l’échelle du gouvernement – les directives sur le climat dans la National Environmental Policy Act (NEPA)⁴ et les directives liées au « coût social du carbone » (SCC).

Premièrement, le 15 mars 2017, l’EPA a annoncé que l’agence et le département du Transport (DOT) des É.-U. examineraient conjointement une décision de l’EPA, durant l’ère Obama, de ne pas modifier les normes sur les émissions de GES pour les voitures et les camions de service léger fabriqués dans les années modèles 2022-2025. Bien que cette décision n’ait pas modifié la règlementation de 2012, qui oblige les constructeurs à atteindre les normes de réduction des émissions de GES pour les années modèles 2022-2025, elle a permis de lancer un processus de révision de ces exigences. Suite à l’annonce initiale de réexaminer ces exigences, le DOT et l’EPA ont pris des mesures procédurales importantes pour le faire. Le DOT a publié en juillet 2017 un avis d’intention de rouvrir l’examen des répercussions environnementales associées aux nouvelles normes⁵. En outre, entre août et octobre 2017, l’EPA a tenu une période de commentaires publics ouverte dans le cadre de ce réexamen⁶. Ces mesures ont mis la table pour aider les agences à prendre leur décision au milieu de 2018. Toute décision sera probablement contestée une fois finalisée.

Deuxièmement, dans le cadre de l’« Executive Order on Promoting Energy Independence and Economic Growth » (décret-loi sur la promotion de l’indépendance énergétique et de la croissance économique) sans précédent du 28 mars 2017, qui visait un large éventail de règlementations et de programmes fédéraux en matière de climat et d’énergie⁷, l’administration Trump a lancé un processus pour faire revenir en arrière le CPP. Le jour même de la signature de ce décret-loi, le département de la Justice (DOJ) des É.-U., au nom de l’EPA, a présenté une motion pour demander au tribunal du Circuit du District of Columbia de garder « en suspens » la procédure pendante du CPP de l’administration précédente pendant que l’EPA fait l’examen du CPP. Cette suspension de procédure devant les tribunaux a ouvert une fenêtre pour mettre en place une stratégie d’abrogation et de remplacement maintenant mise de l’avant par l’EPA. Plus particulièrement, l’EPA a proposé d’abroger le CPP de l’ère Obama en octobre 2017⁸ et, à la fin décembre 2017, a annoncé qu’elle débuterait un long processus d’élaboration d’une règle de remplacement avec un « préavis de règlementation »⁹. Ensemble, ces étapes ont beaucoup plus eu pour effet de bloquer le CPP que d’abroger et de remplacer les normes, étant donné la complexité du sujet et le processus susceptible de prendre des années.

Troisièmement, le décret-loi du 28 mars 2017 a également permis de prendre deux autres mesures importantes affectant en cascade de nombreux aspects de la prise de décision du gouvernement : l’abrogation de l’orientation sur le climat de la NEPA et l’orientation sur le SCC. Contrairement au processus de règlementation officiel associé aux normes de consommation de carburant et au CPP, les documents directeurs de la NEPA et du SCC ont été mis en œuvre plus officieusement par l’administration Obama. Par conséquent, leur abrogation était plus facile à réaliser par l’administration Trump. Cet engagement est important puisque le gouvernement américain n’a dorénavant plus de méthode harmonisée standard pour tenir compte du changement climatique dans ses examens environnementaux en vertu de la NEPA, ni de manière uniforme de calculer le SCC pour l’utiliser dans la règlementation, dans l’approvisionnement et dans d’autres analyses économiques. Toutefois, même cette réussite de l’administration Trump peut avoir des répercussions limitées, car les tribunaux ont déjà commencé à formuler leur opinion – avec différentes incidences – sur les problèmes de l’administration¹⁰.

II. CHANGEMENT CLIMATIQUE

A. Litiges

En vue d’obtenir une compensation pour les coûts associés à l’atténuation des impacts du changement climatique, la Ville de New York et différents gouvernements locaux de Californie ont engagé des poursuites civiles contre les grandes pétrolières. Il est allégué dans la poursuite que les pétrolières sont responsables d’importants pourcentages du total des émissions de GES au cours du siècle dernier et d’avoir mis en danger le public, malgré le fait qu’elles connaissaient depuis des décennies les répercussions catastrophiques sur les changements climatiques¹¹. Bien que la Cour suprême des É.-U. ait rejeté une poursuite similaire en vertu de la loi fédérale en 2011¹², les poursuites actuelles des gouvernements locaux demande réparation en se fondant sur des théories juridiques étatiques, y compris la nuisance publique, la négligence et la négligence en omettant d’avertir. L’industrie pétrolière a décrié les poursuites, alléguant qu’elles servaient de distraction, et entend se défendre vigoureusement contre ces poursuites devant les tribunaux¹³. Il reste à voir si la ronde actuelle de contestation fera son chemin jusque dans les tribunaux des États de New York et de la Californie.

Les cinq pétrolières défenderesses nommées dans la poursuite de la Ville de New York n’ont pas encore répondu à la plainte de la Ville¹⁴. Dans trois des poursuites des villes et des comtés en Californie, les parties contestent actuellement la question de savoir si les réclamations doivent être entendues par un tribunal d’État ou fédéral¹⁵.

B. Émissions de méthane

Le département de l’Intérieur (DOI) américain sous l’administration Trump a pris des mesures pour faire marche arrière au niveau des règlementations visant à réduire les émissions de GES de la production côtière de gaz et de pétrole. En novembre 2016, le Bureau of Land Management (BLM), sous Obama, a mis la touche finale à une règlementation étant connue comme la « Methane and Waste Prevention Rule » (règlementation sur la prévention des déchets et du méthane), qui limite la mise à l’air, le torchage et les fuites de l’exploitation gazière et pétrolière. En décembre 2017, le BLM a émis une règle retardant les dates de conformité avec la règlementation sur la prévention des déchets et du méthane jusqu’en 2019 pour donner le temps à l’agence de réexaminer les coûts et les avantages de la conformité des exploitants de gaz et de pétrole avec cette règlementation¹⁶.

Une coalition de gouvernements étatiques, de tribus et de groupes environnementaux a intenté une poursuite pour bloquer la suspension de la règle sur la prévention des déchets et du méthane par le BLM¹⁷. Tout comme l’abrogation proposée du CPP, une contestation en cours contre le retour des règlementations, comme celle sur les GES, risque de se poursuivre, car l’administration Trump a mis en œuvre sa politique visant à réduire le fardeau règlementaire sur la production énergétique.

C. Retrait de l’accord de Paris

En juin 2017, le président Trump a annoncé son intention de retirer les États-Unis de l’accord de Paris, un accord mondial entre les nations pour limiter les émissions de GES et atténuer les effets du changement climatique. Toutefois, le processus de retrait officiel ne permet pas à une nation de se retirer de l’accord avant novembre 2020¹⁸. Embrouillant encore davantage la compréhension de la position actuelle des États-Unis sur l’accord, l’administration Trump a envoyé des délégués et des négociateurs au Sommet sur l’accord de Paris de 2017 à Bonn, en Allemagne.

Dans son opposition à la décision annoncée du président Trump de quitter l’accord, les gouvernements étatiques et locaux au sein des États-Unis se sont engagés à maintenir de façon indépendante les obligations du pays en l’absence de la participation fédérale¹⁹. Même si les déclarations du président Trump concernant le retrait pouvaient ébranler l’engagement mondial envers l’accord de Paris, il est trop tôt pour discerner les répercussions sur la réussite de l’accord.

III. ÉCHANGE SUR LES MARCHÉS DU CARBONE

Bien que la politique climatique fédérale ait encaissé un coup en 2017, les marchés du carbone continuent de s’enraciner aux États-Unis avec les États qui mènent la charge. Ce mouvement a été confirmé par trois événements clés.

Premièrement, en juillet 2017, la Californie a adopté une loi pour prolonger de 10 ans son programme de plafonnement et d’échange jusqu’en 2030²⁰. La loi comprenait une large gamme de nouvelles politiques. La plus importante consiste toutefois à réduire les émissions au fil des ans. En vertu de la nouvelle loi, la Californie s’engage à réduire les quotas d’émission de carbone de plus de 40 % d’ici 2030, le but étant de décarboniser son économie et d’augmenter la valeur des investissements pour la réduction des émissions. Deuxièmement, la Californie, l’Ontario et le Québec ont annoncé en septembre 2017 un accord liant leurs programmes respectifs de plafonnement et d’échange²¹. L’ajout de l’Ontario à cet accord met en place une sorte de collaboration entre les frontières qui limitait précédemment l’effet complet des mécanismes de plafonnement et d’échange. Troisièmement, les neuf États participant à la Regional Greenhouse Gas Initiative (initiative régionale sur les gaz à effet de serre), un programme de plafonnement et d’échange centralisé pour les États du Nord-Est et du centre du littoral de l’Atlantique, ont annoncé en décembre 2017 une règlementation modèle qui, une fois mise en œuvre, leur permettrait d’atteindre la nouvelle cible convenue du plafond de réduction régionale de 30 % de plus entre 2020 et 2030²².

IV. ÉLARGISSMENT DU FORAGE EN MER (PÉTROLE ET GAZ)

Le 4 janvier 2018, le DOI a publié son projet de programme pour la concession en mer dans les eaux américaines. L’annonce du secrétaire de l’Intérieur Ryan Zinke fait suite au décret-loi d’avril 2017 du président Trump : « Implementing an America-First Offshore Energy Strategy »²³. Ce décret-loi ordonne au DOI de passer en revue le programme de concession en mer pour la production et l’exploration gazière et pétrolière sur la zone externe du plateau continental (OCS), tout en réexaminant certaines règlementations touchant le potentiel énergétique en mer. Le projet de programme constitue la deuxième des cinq étapes règlementaires visées par l’OCS Lands Act ²⁴et la NEPA avant l’approbation du programme.

Le projet de programme étend de manière considérable la concession en mer dans les eaux américaines, permettant l’adjudication de concessions dans 25 des 26 zones planifiées, ce qui représente un total de près de 90 % des eaux du large des É.-U. À l’inverse, le programme national final pour l’OCS de l’administration Obama pour 2017-2022 permettait l’adjudication de concession dans seulement 6 % des eaux du large.

Le projet de programme s’est attiré de vives critiques à la suite de cette annonce. Parmi les 32 gouverneurs des États côtiers et les agences d’État potentiellement touchés que le DOI a sondés relativement au projet de programme, seulement sept ont offert leur soutien complet au plan, tandis que 23 s’y sont opposés²⁵.

Le secrétaire Zinke a retiré de l’examen les eaux entourant l’État de la Floride pour les concessions en mer dans le plan de son ministère de 2019-2024 à la suite d’une réunion avec le gouverneur de la Floride, Rick Scott. Le représentant de la Californie au Congrès, Ted Lieu, et le procureur général du Delaware, Matthew Denn, entre autres, ont suggéré que le retrait unilatéral de la Floride du plan par le secrétaire était arbitraire, capricieux et illégal en vertu de la loi fédérale²⁶. Les mesures publiques du secrétaire pour retirer l’État « unique » de la Floride du projet de programme alimentera les contestations juridiques à l’endroit du projet de programme par les États.

L’ouverture proposée de vastes zones de planification du DOI pour les concessions en mer arrive au moment où les contrôles règlementaires sur l’extraction en mer ont diminué sous le gouvernement contrôlé par les républicains. Depuis 2018, la taxe de neuf cents par baril chargée aux sociétés qui servait à soutenir l’Oil Spill Liability Trust Fund (fonds pour la responsabilité en cas de déversement de pétrole) a été éliminée²⁷. À la fin de 2017, le Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE) du DOI a annoncé qu’il amorçait une refonte importante de la règlementation en matière de sécurité suite à la catastrophe de la plateforme Deep Horizon²⁸. Finalement, l’ouverture au forage pétrolier de l’Arctic National Wildlife Refuge (ANWR) était comprise dans la refonte fiscale de décembre 2017 de l’administration Trump. Dans le plan fiscal qui a levé l’interdiction du forage pétrolier dans l’ANWR, le Congrès a ordonné au DOI de mener deux adjudications de concession différentes à l’intérieur de la réserve faunique, une au cours des quatre prochaines années et une deuxième au plus tard d’ici sept ans²⁹.

En ce qui concerne les relations canadiennes-américaines, le projet de programme présente une coupure claire comparativement à la coopération démontrée en imposant un moratoire sur le forage pétrolier en Arctique en décembre 2016 mis en place simultanément par le président Obama et le premier ministre Trudeau. Le projet de programme a le potentiel d’inclure des zones planifiées dans les adjudications de concession en mer des régions de l’Arctique, du Pacifique et de l’Atlantique le long des frontières canadiennes, exacerbant les tensions entre les gouvernements nationaux des deux côtés.

La mise en œuvre du programme de concession en mer de l’ère Obama 2017-2022 se poursuivra jusqu’à ce que le nouveau programme d’OCC national soit approuvé, et pour 2019-2024, le projet de programme n’est qu’à trois périodes de commentaires de l’approbation finale. Par conséquent, il faut s’attendre à continuer de voir différents intervenants, y compris des gouvernements, des agences, des groupes d’intérêt public, l’industrie et le public, se joindre au processus.

V. TENTATIVES FÉDÉRALES ET ÉTATIQUES DE SUBVENTIONNER LES RESSOURCES DE CHARBON ET NUCLÉAIRES

Aux deux paliers de gouvernement, fédéral et étatique, les décideurs s’emploient à obtenir de nouvelles subventions pour le nucléaire et le charbon en vue d’améliorer les économies de ces sources de production d’électricité, particulièrement dans les marchés d’électricité organisés. Notamment au niveau de l’État, New York et l’Illinois ont ciblé les centrales nucléaires, se concentrant sur les subventions destinées à une source d’énergie plus propre.

En 2017, l’État de New York a commencé à mettre en œuvre une nouvelle norme sur l’énergie propre, le Clean Energy Standard (CES)³⁰, ce qui a permis de créer de nouveaux crédits pour l’élimination totale des émissions (zero emission credits [ZEC]) qui compensent les « attributs d’émission nulle de la production d’un mégawatt-heure d’électricité par » une centrale admissible. En partie, le programme ZEC visait à « encourager la préservation des valeurs ou des attributs environnementaux des centrales électriques nucléaires avec des émissions nulles à l’avantage du système électrique, de ses clients et de l’environnement ». Les producteurs concurrents n’ont pas réussi à contester le programme de New York devant le tribunal de district fédéral qui, dans sa décision du 25 juillet 2017, a conclu que le programme de New York était constitutionnel. Cette décision fait maintenant l’objet d’un appel devant le tribunal du Deuxième circuit³¹.

L’Illinois a créé simultanément un programme similaire au ZEC³². Le 7 décembre 2016, l’Illinois a également adopté la Future Energy Jobs Act, une loi qui comprend un programme ZEC pour subventionner la production nucléaire de la charge de base pendant 10 ans, ce qui a mené les producteurs concurrents à contester cette loi devant la Commission fédérale de l’Énergie (FERC) et devant le tribunal fédéral. Le 14 juillet 2017, un tribunal de district fédéral a maintenu la légalité du programme de l’Illinois. Cette décision fait maintenant l’objet d’un appel devant le tribunal du Septième circuit³³.

Au niveau fédéral, le DOE s’est appuyé sur le pouvoir rarement utilisé prévu à l’article 403 de la DOE Act³⁴ pour proposer une règle sur la « tarification de la résilience du réseau » de sorte que la FERC puisse statuer³⁵. La règle proposée visait à créer une compensation en dehors du marché pour certaines centrales de production nucléaires et au charbon en supposant que ces sources de production d’électricité étaient « fuel secure » (combustible sécuritaire), ce qui veut dire qu’elles avaient un accès direct à du carburant sur site. En encadrant la résilience de cette façon, la règle proposée dressait une démarcation avec le gaz naturel expédié ainsi qu’avec des sources renouvelables, comme l’énergie solaire et éolienne. Après un processus d’examen et une très brève période de commentaire, la FERC a ultimement choisi de rejeter la proposition du DOE³⁶. Toutefois, le problème de la résilience du réseau continue d’attirer l’attention de la Commission, car cette dernière a entamé une procédure pour examiner cette question.

VI. DÉFIS ENVIRONNEMENTAUX DES ÉTATS RELATIVEMENT À L’AUTORISATION DE NOUVELLES INFRASTRUCTURES DE PIPELINE DE GAZ NATUREL

A. Millennium Pipeline

La Cour d’appel des É.-U. du Circuit du District of Columbia a refusé le 23 juin 2017 la demande de Millennium Pipeline Co. (Millennium), en vertu de l’alinéa 19d)(2) de la Natural Gas Act, d’examiner une « omission alléguée d’agir en fonction d’une… agence administrative d’État agissant au titre de la loi fédérale pour émettre, établir des conditions ou refuser un permis nécessaire en vertu de la loi fédérale »³⁷. Aux termes de l’alinéa 19d)(3), si le tribunal conclut que l’agence d’État a illégalement retardé une décision, le tribunal doit renvoyer la procédure devant l’agence et « établir un calendrier et une échéance raisonnables permettant à l’agence d’agir sur le renvoi »³⁸. La société Millennium a plaidé dans sa demande que le département de la Conservation environnemental de New York (NYSDEC) avait omis d’agir à l’intérieur de la période de un an prévue par l’article 401 de la Clean Water Act³⁹ des É.-U. pour émettre un certificat de qualité de l’eau, et a demandé au tribunal de contraindre la NYSDEC de donner suite à sa demande ou de prendre des mesures en respectant un calendrier précis. Le tribunal a maintenu que la demande de Millennium n’était pas recevable. Il a conclu que, même si la NYSDEC avait illégalement reporté sa décision à l’égard de la demande de Millennium, son inaction aurait constitué une renonciation de l’exigence de certification et Millennium aurait été en mesure de donner suite à sa demande devant la FERC : « Si nous parvenions à la conclusion que le ministère a dépassé l’échéance de la Clean Water Act, nous arriverions nécessairement à la conclusion que les exigences de cette loi ont été abandonnées. À ce point, la décision du ministère d’accorder ou de refuser la demande n’aurait aucune signification juridique »⁴⁰. Étant donné que l’inaction de la NYSDEC ne causerait pas de « dommage fondé » à Millenium, le tribunal a maintenu que la demande de Millenium n’était pas recevable⁴¹. Le tribunal a déclaré que Millennium pouvait demander à la FERC d’examiner si la NYSDEC avait renoncé à l’exigence de certification.

Le 21 juin 2017, Millennium a présenté une demande devant la FERC pour approuver la délivrance d’un avis d’entreprendre la construction et d’examiner si la NYSDEC avait renoncé à l’exigence de certification de l’article 401⁴². Bien que la demande était en suspens, le 30 août 2017, la NYSDEC « est réputée avoir refusé » la certification de la qualité de l’eau et ses demandes de perturbation de courant d’eau et de travaux sur des terres humides selon la loi de l’État, jusqu’à ce que la FERC rouvre son processus d’examen environnemental en vertu de la NEPA pour traiter adéquatement les effets des GES en aval des centrales électriques qui seront desservies par le pipeline de Millennium. Le 15 septembre 2017, la FERC a émis une ordonnance déclaratoire concluant que la NYSDEC avait renoncé à la certification, car elle n’avait pas agi à l’intérieur de un an suivant la réception de la « demande » de Millennium, ce que la FERC a interprété comme étant la date à laquelle Millennium avait présenté sa demande, nonobstant la position de la NYSDEC à l’effet que la réception de la demande s’entendait de la réception d’une demande « complète », ce qui n’a pas été le cas lorsque Millennium l’a présentée, car l’agence a envoyé plusieurs avis que la demande était incomplète⁴³. Le 13 octobre 2017, la NYSDEC a présenté une demande pour réentendre la cause ainsi qu’une demande de suspension de l’instance de l’ordonnance déclaratoire, que la FERC a refusée dans une décision rendue le 17 novembre 2017. À la même date, la NYSDEC a déposé devant la Cour d’appel des États-Unis une requête en révision concernant la conclusion du tribunal du Deuxième circuit relativement à l’ordonnance déclaratoire de la FERC voulant que la NYSDEC ait renoncé à l’exigence de certification.

Le 27 octobre 2017, Millennium a déposé une requête devant le tribunal de district fédéral du Northern District of New York plaidant que la Natural Gas Act empêchait par préemption la NYSDEC d’appliquer toute exigence relative aux permis d’État qui retarderait ou perturberait la construction et l’exploitation du projet⁴⁴. Le 13 décembre 2017, le tribunal a conclu que la règlementation en matière de permis pour la perturbation des cours d’eau de New York et celle pour les terres humides était interdite par préemption en vertu de la Natural Gas Act. Le tribunal a maintenu que « les États peuvent refuser [une] certification aux termes de l’article 401 en fonction des normes environnementales d’État qui ont été approuvées par l’EPA…, mais la préemption empêche les États d’appliquer indépendamment ces normes par le refus de délivrer des permis d’État »⁴⁵. Un tribunal de district fédéral au Massachusetts est arrivé à une décision similaire en 2017. Cette décision mettait en cause la conclusion d’un gouvernement local que le promoteur d’une station de compresseur de pipeline proposée devait obtenir un permis environnemental. Dans l’affaire Algonquin Gas Transmission, LLC v. Weymouth Conservation Commission, le tribunal a rendu un jugement sommaire en faveur du pipeline, maintenant qu’était supplantée une ordonnance de protection des terres humides d’une ville que le pipeline devait obtenir pour avoir son permis comme condition à la construction d’une station de compresseur ayant été approuvée par la FERC⁴⁶.

B. Constitution Pipeline

Le 18 août 2017, le tribunal du Deuxième circuit a maintenu la décision d’avril 2016 de la NYSDEC qui refusait une certification de la qualité de l’eau visée par l’article 401 pour le pipeline de 195 km en Pennsylvanie et à New York proposé par Constitution Pipeline Co.⁴⁷ Constitution plaidait que l’État avait renoncé à la certification ou, autrement, que son refus était une tentative illégale d’imposer un itinéraire préféré pour le pipeline. Le tribunal a maintenu la décision de la NYSDEC de refuser la certification, et il a débouté les contestations pour l’omission d’agir de Constitution sur les bases que l’alinéa 19d)(2) de la Natural Gas Act investissait d’une compétence originale et exclusive d’entendre ces contestations devant le tribunal du Circuit de D.C. Le 19 octobre 2017, le tribunal a refusé la requête de Constitution pour réentendre l’audition en banc.

Le 11 octobre 2017, Constitution a présenté une requête devant la FERC pour obtenir une ordonnance déclaratoire concluant que la NYSDEC avait omis d’agir à l’intérieur d’un délai raisonnable à l’égard de sa demande⁴⁸. La FERC a refusé la requête de Constitution le 11 janvier 2018⁴⁹. La FERC a affirmé qu’un an est « un délai raisonnable » pour que l’agence de l’État agisse par rapport à la demande de certification de qualité de l’eau en vertu de l’article 401. Par contre, dans ce cas-ci, la FERC a insisté sur le fait que Constitution avait retiré, puis soumis à nouveau sa demande à la NYSDEC. La FERC a maintenu que « …une fois qu’une demande est retirée, peu importe le caractère banal ou superficiel du processus de retrait et de la nouvelle soumission, la nouvelle présentation de la demande redémarre la période de délai de un an… »⁵⁰.

C. Northern Access

Le 3 février 2017, la FERC a approuvé la demande de National Fuel Gas Pipeline visant la construction et l’exploitation d’un nouveau pipeline de gaz naturel, Northern Access, à la condition notamment de recevoir toutes les autorisations d’État requises⁵¹. Le 3 mars 2017, National Fuel a présenté une requête pour obtenir des éclaircissements ou pour réentendre l’audition en demandant à la FERC de se prononcer sur les points suivants : 1) que les permis, les approbations, les autorisations et les exigences d’État sont supplantés par la Natural Gas Act et ne sont pas requis pour débuter la construction du pipeline; 2) que l’omission de prendre une décision sur la demande du pipeline pour l’obtention d’un certificat de qualité de l’eau de la NYSDEC d’ici la fin de la période d’autorisation de l’avis de calendrier pour l’examen environnemental de la FERC était une omission d’agir à l’intérieur d’un « délai raisonnable », tel que requis par l’article 401 et, par conséquent, que cela s’est traduit par la renonciation de toute exigence d’obtenir un certificat de qualité de l’eau en ce qui concerne ses installations dans l’État de New York. National Fuel plaidait que l’omission d’agir de la NYSDEC à l’égard de la demande représentait l’une des nombreuses actions inappropriées alléguées de « bloquer » la construction d’un pipeline de gaz naturel autorisé par la FERC. Par la suite, le 7 avril 2017, la NYSDEC a délivré son refus de certificat de qualité de l’eau⁵². Le 21 avril 2017, National Fuel a présenté une requête devant le tribunal du Deuxième circuit contestant le refus de la NYSDEC⁵³.

VII. FRACTURATION HYDRAULIQUE

A. Progrès au niveau des États

En avril 2017, le Maryland a interdit la fracturation dans l’ensemble de l’État. En renversant sa position précédente voulant que la fracturation pouvait être faite de manière sécuritaire, le gouverneur républicain Larry Hogan appuyait l’interdiction et conseillait vivement aux législateurs de l’État de lui envoyer la législation sur l’interdiction de la fracturation⁵⁴. Suivant le Vermont et New York, le Maryland est maintenant le troisième État américain à avoir adopté une interdiction de fracturation à l’échelle de l’État. Toutefois, il s’agit du premier État doté de ressources de schiste importantes à adopter une interdiction dans le cadre d’un processus législatif, alors que l’interdiction du Vermont est principalement symbolique en raison des rares ressources de gaz et que celle de New York a été adoptée dans le cadre d’un décret-loi⁵⁵.

En novembre 2017, la Commission du bassin de la rivière Delaware (DRBC), une entité règlementaire interétat couvrant le territoire du Delaware, du New Jersey, de la Pennsylvanie et de New York, a proposé une interdiction de fracturation dans le bassin. L’interdiction proposée a des ramifications importantes pour l’exploration du gaz naturel en Pennsylvanie, puisque le site de la formation de schiste Marcellus a mené à une activité importante de fracturation dans l’ensemble de l’État, y compris les comtés du nord-est de l’État, près du bassin de la rivière Delaware⁵⁶. L’ébauche de règlementation permet notamment l’importation et l’exportation d’eau dans le bassin aux fins de fracturation, ce qui a attiré des critiques de groupes environnementaux⁵⁷. La proposition en est toujours à sa période de commentaires, un vote final étant prévu plus tard en 2018⁵⁸.

Dans le cadre de contestations juridiques s’opposant à l’interdiction de fracturation adoptée par scrutin dans Monterey County, la Californie a obtenu une victoire partielle : dans sa décision, la Monterey County Superior Court a éliminé des portions de la mesure adoptée par scrutin interdisant le forage de nouveaux puits et la mise hors service graduelle des bassins d’eaux usées et des injections en raison de la préemption de lois étatiques et fédérale existantes⁵⁹. L’interdiction de fracturation elle-même demeure en vigueur, car le tribunal a décidé que la cause des plaignants n’était pas recevable, car aucune exploitation de fracturation n’était actuellement menée dans le comté⁶⁰. L’interdiction de fracturation adoptée en novembre 2016 avec 56 % des électeurs, a attiré l’attention à l’échelle nationale et une vive opposition de l’industrie pétrolière et gazière. Contrairement aux cinq autres comtés en Californie qui ont déjà interdit la fracturation, l’industrie pétrolière et gazière est très présente dans le comté de Monterey⁶¹. Cette décision risque d’être contestée et peut ultimement se rendre jusqu’à la Cour suprême de la Californie.

B. Progrès fédéraux

En décembre 2017, le BLM a infirmé la règlementation environnementale proposée mise en œuvre sous l’administration Obama règlementant les activités de fracturation sur des terres de tribus et fédérales⁶². La règlementation précédente, qui concernait la contamination de l’eau, le confinement et l’intégrité des puits ainsi que la récupération des liquides hydrauliques, avait été émise au départ en mars 2015, mais demeurait en suspens à la suite d’une décision du tribunal de district fédéral au Wyoming⁶³.

Le procureur général de la Californie, Xavier Becerra, a répondu en déposant une poursuite pour bloquer l’abrogation en janvier 2018. Dans la poursuite, il est demandé d’appliquer l’imposition d’une injonction obligatoire qui pourrait rétablir la règlementation sur la fracturation de l’administration Obama en raison du fait que la résiliation n’était pas fondée sur une « analyse raisonnable »⁶⁴. Des organisations environnementales, y compris le Sierra Club et Earthjustice, ont déposé des poursuites similaires contre le gouvernement⁶⁵. La contestation représente le plus récent développement d’une chaîne de contestations juridiques environnementales mises de l’avant par le bureau du procureur général de la Californie contre l’administration Trump – Becerra et le nouveau procureur général du Nouveau-Mexique, ont eu gain de cause contre le BLM concernant sa décision d’arrêter de mettre en application une règlementation sur les déchets pour limiter le « torchage » et la mise à l’air du méthane inutilisé des puits de gaz et de pétrole et ils continuent de chercher des solutions juridiques contre l’administration Trump qui tente de résilier la règlementation⁶⁶.

VIII. BUREAU D’APPLICATION DE LA LOI DE LA FERC ET DE LA CFTC

A. Bureau d’application de la loi de la FERC

En 2017, le Bureau d’application de la loi (OE) de la FERC a réglé deux longs dossiers de manipulation de marché qui mettaient en cause des enquêtes privées d’envergure afin d’exposer les raisons, et une contestation vigoureuse devant un tribunal du district fédéral.

1. Barclays Bank PLC

Le 7 novembre 2017, la FERC a approuvé une entente de consentement et de stipulation entre l’OE de la FERC et Barclays Bank PLC, Daniel Brin, Scott Connelly et Karen Levine (ensemble, les défendeurs de Barclays) qui mettait fin à toutes les contestations des infractions alléguées visées par l’article 222⁶⁷ de la Federal Power Act et de l’Anti-Manipulation Rule⁶⁸ de la FERC, ainsi que la requête devant un tribunal de district fédéral pour appliquer la loi face à de telles infractions alléguées, saisies dans FERC v. Barkleys Bank et al., 2-13-cv-02093-TLN-DC (E.D. Cal.)⁶⁹. En vertu de cette entente, les défendeurs de Barkleys n’admettaient ni réfutaient les allégations, et ont accepté de payer une amende de 70 millions de dollars et un remboursement de 35 millions de dollars⁷⁰. De plus, les courtiers ont tous accepté une interdiction d’échanger des valeurs.

Plus tôt en 2017, le tribunal fédéral a accepté la motion du défendeur Ryan Smith d’obtenir un jugement sur les plaidoyers, et a rejeté la cause, maintenant que les réclamations de la FERC contre Smith étaient prescrites en vertu de la loi fédérale applicable en ce qui a trait aux prescriptions, 28 U.S.C. § 2462⁷¹. Il était indiqué dans le décret imposant des sanctions civiles précédent de la FERC que les défendeurs de Barclays étaient tenus de payer des amendes au montant de 435 millions de dollars et un remboursement de 43,9 millions de dollars, les plus importantes sanctions jamais imposées donnée par l’agence dans un cas d’application de la loi^72.

2. City Power Marketing, LLC et K. Stephen Tsingas

Le 22 août 2017, la FERC a approuvé une entente de stipulation et de consentement entre l’OE de la FERC et City Power Marketing, LLC (City Power) et son propriétaire, K. Stephen Tsingas (ensemble, les défendeurs de City Power). Cette entente a mis un terme aux allégations voulant que les défendeurs de City Power aient enfreint l’article 222 de la FPA et la règlementation anti-manipulation de la FERC, 18 C.F.R. § 1c, en effectuant des transactions jusqu’à l’encombrement (TJE) dans le marché exploité par PJM Interconnection, L.L.C. (PJM) d’une manière conçue pour faire gonfler artificiellement l’admissibilité de City Power à des paiements pour la répartition de l’excédent de perte marginale. L’OE de la FERC alléguait que les défendeurs de City Power ont placé des TJE de manière à réduire le risque de la transaction tout en augmentant le volume de transactions et l’admissibilité aux paiements pour la répartition de l’excédent de perte marginale.

La FERC avait émis précédemment un décret imposant des sanctions civiles, concluant que la conduite des défendeurs de City Power violait la règlementation anti-manipulation et a imposé une amende de 14 millions de dollars contre City Power et de 1 million de dollars contre M. Tsingas, et ordonné collectivement à City Power de rembourser environ 1,3 million de dollars. Par la suite, la FERC a déposé une poursuite devant le U.S. District Court du District de Columbia pour faire appliquer ses sanctions. Dans le cadre du règlement, les défendeurs de City Power ont accepté les preuves mises de l’avant dans l’entente, mais n’ont ni admis ni réfuté les violations alléguées. Afin de régler ces allégations, City Power a accepté de payer une amende de 9 millions de dollars, et M. Tsingas a accepté de payer une amende d’environ 1,4 million de dollars et de rembourser 1,3 million de dollars à PJM. De plus, M. Tsingas a reconnu avoir fait des échanges en participant, directement ou indirectement, à un marché sous la compétence de la FERC.

B. Avis d’application de la CFTC

1. Avis de coopération de janvier 2017

Le 19 janvier 2017, la Commodity Futures Trading Commission (CFTC) a émis deux avis d’application – un pour des individus et un pour des entreprises – soulignant des facteurs dont tiendra compte l’Enforcement Division de la CFTC pour évaluer la coopération dans une enquête ou une mesure d’application de la loi de la CFTC⁷³. Les deux avis faisaient état que « [l]a Division examine les trois grands enjeux stratégiques dans son évaluation pour déterminer si une coopération avait été fournie et la qualité de cette dernière : 1) la valeur de la coopération de l’entreprise à l’enquête de la Division et aux mesures de l’application de la loi; 2) la valeur de la coopération de l’entreprise avec les intérêts plus larges d’application de la loi de la Commission; et 3) l’équilibrage du niveau de culpabilité de l’entreprise et l’historique avant la mauvaise conduite avec l’acceptation de la responsabilité, l’atténuation et la réparation⁷⁴. »

2. Avis d’application de la loi de septembre 2017 sur l’autosignalement et la pleine coopération

Le 25 septembre 2017, la CFTC a émis un avis additionnel pour fournir des directives et des précisions concernant les avis précédents de janvier⁷⁵. L’objectif de l’avis de septembre 2017 consistait à « encourager les entreprises et les individus à détecter et à signaler des actes malveillants et à y remédier; et ainsi accroître la conformité volontaire avec la loi »⁷⁶. La CFTC note que toute divulgation doit être faite « avant une menace imminente d’exposition à une mauvaise conduite,[…] à l’intérieur d’un délai raisonnablement cours après que l’entreprise ou l’individu soit au courant de la mauvaise conduite[…] et […] doit inclure toutes les preuves pertinentes connues par l’entreprise ou l’individu au moment de la divulgation, y compris toutes les preuves pertinentes concernant les individus mis en cause par la mauvaise conduite »⁷⁷. « Pour recevoir le crédit entier en vertu de ce programme d’autosignalement, l’entreprise ou l’individu doit respecter les modalités des avis de janvier 2017 de la Division », et l’évaluation de la CFTC pour déterminer si l’entreprise a remédié de manière appropriée et en temps opportun aux lacunes des programmes de conformité et de contrôle « [s]era dépendant des preuves et des circonstances »^78.

En ce qui a trait au crédit accordé à une entreprise ou à un individu, l’avis énonce que « [d]ans toutes les instances, l’entreprise ou l’individu devra rembourser les profits (et, le cas échéant, payer la restitution) provenant de toute infraction »⁷⁹. Si cette exigence est respectée, « [s]i l’entreprise ou l’individu fait un autosignalement, que la coopération est entière et que les mesures de remédiations sont prises », l’Enforcement Division « recommandera la réduction la plus importante de la pénalité pécuniaire qui, autrement, serait applicable »⁸⁰. Dans un discours du 25 septembre 2017 prononcé au NYU Institute for Corporate Governance & Finance, le directeur de l’Enforcement Division du CFTC, James McDonald, a discuté des trois avis et de la manière dont la Division peut compter sur eux à l’avenir⁸¹.

IX. POLITIQUES DE LA CFTC TOUCHANT LE COMMERCE DE L’ÉNERGIE

L’année 2017 a été relativement calme pour les sociétés énergétiques en ce qui a trait à la CFTC, la majorité de la règlementation liée à la Dodd-Frank Wall Street Reform and Consumer Protection Act (« Dodd-Frank »)⁸² concernant les dérivées étant déjà achevée et l’administration sortante, sous la présidence de Timothy Massad, ayant conclu des accords importants dans des secteurs très préoccupants, particulièrement en ce qui a trait aux contrats à terme comportant une option volumétrique et aux opérations d’option commercialement sérieuse pour les sociétés énergétiques. D’autres secteurs préoccupants de l’industrie de l’énergie, comme les limites de position, ne semblent pas être dans les cartons à court terme étant donné que le nouveau président de la CFTC, J. Christopher Giancarlo, a publiquement déclaré qu’il ne voulait pas prendre de mesure sur ces limites tant qu’il n’y a pas en place un comité de commissaires complet⁸³. Actuellement, deux postes sont vacants au sein de la Commission et les pourvoir peut prendre encore du temps. Malgré tout, on note quelques développements touchant des sociétés énergétiques qui utilisent des dérivés dans les secteurs de la tenue des dossiers et l’exception de minimis tirée de l’enregistrement des opérateurs sur contrat d’échange, que nous décrivons plus bas.

En ce qui concerne la tenue des dossiers, le 23 mai 2017, la CFTC a mis la touche finale à des modifications règlementaires visant sa règlementation sur la tenue de dossiers, CFTC Reg. 1.31, qui sont entrées en vigueur le 28 août 2017⁸⁴. La règlementation CFTC Reg. 1.31 précise la forme et la manière de conserver les dossiers en fonction de la CFTC pour les entités étant obligées de conserver de tels dossiers, nommées dans la règlementation « entités des dossiers ». La règlementation ne précise pas les types de dossiers qu’il faut conserver; ces derniers sont précisés dans d’autres règlementations de la CFTC. Par exemple, pour les contrats d’échange, la plupart des types de dossiers qu’il faut conserver sont précisés dans la CFTC Reg. 45.2. Généralement, les modifications à la CFTC Reg. 1.31 modernisent et rendent neutres la forme et la manière de conserver les dossiers. La CFTC note que la modification de la règlementation finale n’impose pas de nouvelles exigences de tenue de dossiers pour les entités de dossiers et que les méthodes de tenue de dossiers en place en vertu de la CFTC Reg. 1.31 demeurent valides en vertu de la nouvelle règlementation modifiée.

En outre, la CFTC note que les modifications « [n]e remplacent pas les autres méthodes de tenue de dossiers pouvant être précisées ailleurs dans la [Commodity Exchange] Act ou d’autres règlementations de la Commission ». Par conséquent, la CFTC stipule que les utilisateurs finaux commerciaux, comme les sociétés énergétiques, qui sont des entités de dossiers, par exemple, « peuvent continuer de conserver des dossiers conformément à leurs pratiques actuelles si ces dernières sont permises par la loi, la règlementation de la Commission ou d’autres ententes ou directives »⁸⁵.

En ce qui concerne l’exception de minimis touchant l’enregistrement des opérateurs sur contrat d’échange, la CFTC a émis une ordonnance le 26 octobre 2017 prolongeant de un an la date à laquelle la CFTC peut diminuer son seuil de minimis pour ces opérateurs ⁸⁶. Le seuil de minimis représente le montant d’activité d’échange d’opérateurs sur une période de 12 mois qui, en cas de dépassement, oblige un participant de ce marché de contrat d’échange à s’enregistrer comme opérateur sur contrat d’échange. L’ordonnance a pour effet de préserver le seuil de minimis à son niveau actuel, soit une base de calcul brute regroupée de 8 milliards de dollars, laquelle doit chuter à la fin de décembre 2018 jusqu’au 31 décembre 2019. L’ordonnance veut ainsi dire que, au moins jusqu’à la fin de 2019, aucune entité d’opérateur sur contrat d’échange n’aura probablement à s’enregistrer comme opérateur sur la base d’activité de contrat d’échange avec une base de calcul de moins de 8 milliards de dollars sur une période de douze mois.

X. SOLAIRE – TARIFS D’IMPORTATION

Le 23 janvier 2018, le président Trump a signé une proclamation augmentant les tarifs sur les modules et les cellules solaires en vertu de la section 201 de la Trade Act de 1974⁸⁷. Cette loi n’a pas été utilisée pour imposer des tarifs depuis 2002, alors qu’elle l’a été pour les importations d’acier. Les tarifs d’importation solaire sont entrés en vigueur le 7 février 2018 et sont de l’ordre de 30 % la première année, diminuent à 25 % la deuxième, à 20 % la troisième année et à 15 % pour la quatrième année⁸⁸. Les 2,5 premiers gigawatts de cellules importées (et non les modules) sont exclus des nouveaux tarifs, établissant un quota de taux tarifaires, de sorte que les exportateurs se dépêcheront probablement à importer des cellules afin de rester à l’intérieur de l’exclusion de 2,5 gigawatts.

Il s’agit du troisième ensemble de tarifs que le gouvernement des É.-U. a émis sur les importations solaires au cours des dernières années; toutefois, les tarifs de l’administration Obama portaient sur un ensemble plus étroit d’importations⁸⁹. Les tarifs de l’administration Trump sont fondés sur les recommandations de l’International Trade Commission (ITC), qui a conclu que les importations à bas prix avaient nui aux manufacturiers du pays⁹⁰. Actuellement, plus de 95 % des panneaux solaires aux É.-U. sont importés, dont la moitié des importations en provenance de la Malaisie et de la Corée du Sud. Deux fabricants de panneaux solaires, Suniva Inc. et SolarWorld Americas, ont demandé l’imposition de tarifs.

L’administration Trump a déclaré que les tarifs visent principalement la Chine, qui a déplacé sa production dans d’autres pays pour éviter d’autres restrictions imposées par les É.-U. sur les produits solaires de la Chine. Les tarifs s’appliquent aux produits solaires du monde entier, et aucun pays détenant une entente de libre-échange avec les États-Unis n’est exclu. Par contre, les pays admissibles aux avantages du programme « General System of Preferences » (certains pays moins développés) sont exclus s’ils représentent moins de 3 % des importations de produits solaires⁹¹.

La majeure partie de l’industrie solaire est opposée aux tarifs, car les entreprises craignent que des obstacles commerciaux freinent la croissance de l’industrie solaire. Les analystes de Goldman Sachs prévoient une augmentation possible des coûts de 3 à 7 % en ce qui concerne les coûts de l’énergie solaire résidentielle et à l’échelle d’une centrale, respectivement, et un effet de déclin à mesure que les pénalités diminuent dans les années subséquentes⁹². Il est difficile de savoir si certains éléments des modules ou des panneaux solaires sont couverts. Le Bureau du représentant du Commerce des É.-U. a déclaré que d’ici la fin de février 2018, il publiera des procédures dans le Registre fédéral pour des demandes d’exclusion de certains composants des tarifs⁹³.

XI. RESSOURCES/ÉNERGIE DISTRIBUÉES

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 différents États abordent ces questions de différentes façons.

A. Integrated Resource Plan et Long Term Procurement Plan Proceedings (IRP-LTPP) de la Californie

1. Propositions de ressources de distribution d’électricité et de plan de ressources de distribution de Californie

Pendant plus d’une décennie, la politique de la Californie exigeait de chacun de ses services publics détenus par des investisseurs d’examiner les ressources énergétiques de distribution (RED) n’appartenant pas aux services publics comme solution de rechange aux investissements dans son réseau de distribution afin de garantir un service de distribution d’électricité fiable au coût le plus bas possible⁹⁴.

Un projet de loi du Sénat, le SB 350 (2015), obligeait la Commission des services publics de la Californie (CPUC) à adopter une approche intégrée pour la planification des ressources⁹⁵. Historiquement, la CPUC traitait les différents types de ressources dans des procédures spécifiques à ces ressources (p. ex. l’instance Integrated Distributed Energy Resources [R.14-10-003]). Bien que les procédures spécifiques aux ressources se soient poursuivies, l’objectif de la Commission consistait à conclure le plus rapidement possible ces procédures en les regroupant dans une procédure de planification omnibus. La planification de cette méthode omnibus est survenue dans le règlement R.16-02-007 (Rulemaking to Develop an Electricity Integrated Resource Planning Framework and to Coordinate and Refine Long-Term Procurement Planning Requirements [règlementation pour le développement d’un cadre de planification de ressource électrique intégrée et amélioration des exigences de planification en matière d’approvisionnement à long terme]).

Le 28 décembre 2017, la CPUC a publié une décision proposée dans R.16-02-007 aux fins d’examen dans le cadre de sa réunion du 8 février 2018. La décision proposée ordonne aux services publics de remplir des plans de ressource intégrée couvrant trois ans (mais réexaminés aux deux ans). Si la CPUC adopte la décision proposée, les premiers plans devront être déposés le 1er juin 2018.

2. Facturation nette de l’énergie de la Californie

En vertu du projet de loi de l’Assemblée AB 327⁹⁶, adopté en 2013, la CPUC avait jusqu’au 31 décembre 2015 pour élaborer un contrat ou un tarif type qui s’appliquerait aux producteurs-clients disposant 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 ajustements afin d’harmoniser les coûts des 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’AB 327 mandatait chaque service public d’envergure détenu par des investisseurs d’adopter le nouveau tarif soit le 1er juillet 2017, soit lorsque la capacité de production de la FNE dépasserait 5 % de leur demande de pointe regroupée. SDG&E et PG&E ont atteint la limite du programme le 29 juillet 2016 et le 15 décembre 2016 respectivement, et SCE l’a dépassé le 1er juillet 2017. Les nouveaux clients de la FNE doivent maintenant a) payer des frais d’interconnexion unique; b) payer des frais de non-contournement; et c) passer à un tarif selon l’heure d’utilisation.

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 SB 374⁹⁷ obligeant les services publics à préparer une étude sur le coût des services pour les installations solaires de toit et de préparer un nouveau tarif. Le 23 décembre 2015, la Commission des services publics du Nevada (PUCN) a rendu une ordonnance controversée approuvant les dépôts de tarifs des deux services publics⁹⁸ les plus importants du Nevada qui ont considérablement réduit les avantages économiques des clients lorsqu’ils installent des panneaux solaires de toit⁹⁹.

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 mesure 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)¹⁰⁰.

En 2017, la législature du Nevada a adopté le projet de loi de l’Assemblée AB 405¹⁰¹. Il établit la compensation nette de compteur à 95 % du tarif au détail; un montant très favorable pour les propriétaires d’installations solaires sur un toit. À mesure que les installations solaires prolifèrent, à coups d’augmentation de 80 MW, la compensation baisse de 7 points de pourcentage, pour s’arrêter à un plancher de 75 % des tarifs au détail. En septembre, la PUCN a ordonné aux services publics de mettre en œuvre l’AB 405. La PUCN a rejeté les propositions des services publics d’augmenter les frais fixes pour les clients détenant une installation solaire sur un toit et d’éliminer la « compensation monétaire » de charge et de production des clients.

D. Changements de règle pour la production solaire sur les toits à Hawaii

En octobre 2017 dans le cadre de l’établissement d’un programme de stockage de l’énergie solaire produite sur les toits, Hawaii a établi le programme « CGS+ » ou « Controllable CGS » pour succéder à son programme d’approvisionnement du réseau par les clients Customer Grid Supply (CGS). Dans le cadre de ce nouveau programme, les clients du CGS+ pouvaient installer un système solaire uniquement à panneaux photovoltaïques (aucun stockage d’énergie requis) qui exporte l’énergie dans le réseau électrique durant le jour, s’ils utilisent de l’équipement évolué qui permet au service public de gérer l’énergie en provenance de ce système. Lorsque les conditions du réseau l’obligent, le service public peut modifier la sortie du système CGS+ afin de maintenir la stabilité du réseau. Il permet également aux clients existants d’ajouter des systèmes « sans exportation » et de conserver leur statut dans le programme de FNE, et autorise l’activation de nouvelles fonctions d’« ondulateur évolué » pour les systèmes photovoltaïques et de stockage¹⁰².

E. Changements de tarifs étatiques concernant la production distribuée

À Hawaii, un État dont le taux de pénétration des installations solaires de toit est le plus élevé au pays, les clients ont atteint la limite admissible d’exportations de ce type de production dans le réseau. Les clients dotés de ces installations doivent maintenant choisir l’option de l’auto-approvisionnement (customer self-supply [CSS]), laquelle est utilisée pour les installations solaires photovoltaïques conçues pour ne pas exporter d’électricité au réseau. Les clients ne sont pas dédommagés pour l’exportation d’énergie. Ils doivent payer un minimum de 25 $/mois à leur service public.

Un autre État doté d’une insolation importante, l’Arizona, a permis aux services publics d’imposer des frais fixes aux propriétaires de système de production d’énergie distribuée de 0,70 $ par kW/mois¹⁰³. L’Arizona a maintenant mis fin à son programme de facturation nette au détail¹⁰⁴. Les clients qui disposent déjà d’installations solaires de toit seront exclus de l’ancienne structure tarifaire. Les nouveaux clients recevront 12,9 cents/kWh, mais chaque année, le tarif pour les nouveaux clients sera réduit, jusqu’à ce qu’il atteigne les prix de gros.

XII. STOCKAGE ÉNERGÉTIQUE

A. Contexte

La FERC a rendu une importante ordonnance concernant le stockage d’énergie, l’ordonnance 784, en 2013¹⁰⁵. Celle-ci enjoignait les exploitants du marché de gros à trouver des moyens de monétiser des ressources de « réponse rapide », c’est-à-dire 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 no AD16-20-00013¹⁰⁶. 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 ERI¹⁰⁷.

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 no AD16-25-00015¹⁰⁸. Le personnel de la FERC a tenu une conférence technique le 9 novembre 2016. La FERC a ensuite publié un avis de projet de règle 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 »¹⁰⁹. Le projet de règle 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. La FERC n’a pas encore donné suite à ce projet de règle.

La FERC a émis un « énoncé de politique » sur le recouvrement des coûts pour les ressources de stockage en janvier 2017¹¹⁰. L’énoncé établissait que les ressources de stockage peuvent fournir des services de soutien au réseau de transmission à un tarif fondé sur le coût, tout en participant à des marchés organisés et en gagnant des revenus fondés sur le marché. Toutefois, l’énoncé de politique n’établit pas de précédent. Le recouvrement des coûts sera déterminé au cas par cas.

B. Propositions de stockage des États

1. Californie

Tel que décrit en détail dans La position de Washington des années précédentes, la Californie a pris les devants pour intégrer le stockage d’énergie à ses services publics d’électricité et à la planification des ressources des fournisseurs d’énergie. Le projet de loi de l’Assemblée 2514 (AB 2514) donnait la directive à la 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. En réponse à ce projet de loi, la CPUC a établi une cible de 1 325 MW, qu’elle a divisée entre chaque service public appartenant au secteur privé. Par la suite, l’AB 2868 obligeait les services publics à proposer des programmes et des investissements pour un total de 500 mégawatts additionnels de ressources de stockage d’énergie distribuée. Dans sa décision D. 17-04-039, la CPUC a déterminé que les 500 MW de ressources distribuées décrits dans l’AB 2868 devaient provenir des montants déjà précisés dans l’AB 2514 (« aucune augmentation additionnelle n’est requise par rapport à la cible de 1 325 MW)¹¹¹. Les services publics continuent de faire des progrès pour atteindre la cible, comme le démontre le tableau 2 de la D.17-04-039.

Le 11 janvier 2018, la CPUC a rendu une « décision sur des problèmes d’applications multi-usages ». La décision porte sur « le fait que les règles actuelles du marché (c’est-à-dire les contrats standard des services publics et les tarifs de programme) ne soutiennent pas la capacité d’une ressource énergétique pour accéder, ou “empiler” plus d’un service, y compris toutes les valeurs incrémentielles du marché de gros, du réseau de distribution, du système de transmission, des exigences de caractère adéquat des ressources et des clients. Par conséquent, le stockage d’énergie ne peut pas réaliser toute sa valeur économique sur le système électrique, même s’il est en mesure de fournir de nombreux avantages et services au système électrique ». D.18-01-003. La décision fait en sorte d’adopter une matrice de définitions des services de stockage pouvant être compensés et établit des règles régissant le paiement par le service public pour ces services. La décision transfère également certains problèmes à un groupe de travail, examine les RFO de stockage de service public pour 2018 et met fin à la règlementation sur le stockage R.15-11-030 de la CPUC en vigueur depuis longtemps.

Il faut également noter le rôle du stockage visant à soutenir le réseau électrique de la Californie face à la réduction des approvisionnements de gaz naturel causée par la fuite du stockage d’Aliso Canyon. La Californie a déployé 100 mégawatts de stockage dans plusieurs sites en seulement six mois.

La CPUC a également rejeté une demande de Southern California Edison (SCE) pour l’approbation d’un PPA avec NRG pour la centrale électrique de Puente. La décision était également fondée en partie sur la disponibilité du stockage comme solution de rechange à la centrale électrique.

Approvisionnement de stockage énergétique à ce jour (MW) Données de février 2017
Territoire du service	Approvisionnement approuvé par la Commission (client/distribution/transmission)			TOTAL PAR SERVICE	Obligation restante
PG&E	9,63112	16	50114	75,63	504,37
SCE	190,14115	52,22116	100117	342,36	257,78118
SDG&E	13119	43,65120	40121	96,65	68,35
TOTAL PAR DOMAINE	192,63122	95,87	190	478,5	846,5

En plus des activités devant la CPUC, les intervenants ont mis l’accent en parallèle sur l’initiative d’un intervenant, l’Energy Storage and Distributed Energy Resources (ESDER), de la California Independant System Operator (CAISO) pour permettre la participation au niveau du marché en gros de systèmes de stockage d’électricité interconnectés au réseau de distribution.

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)¹²³, qui exige des principaux services publics du secteur privé de mettre en service jusqu’à 1 % de la charge de stockage d’énergie de 2014 d’ici le 1er janvier 2020 et qui enjoignait la Commission des services publics de l’Oregon (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 Commission¹²⁴. En novembre 2017, la Portland General Electric Company (PGE&C) a présenté une proposition à l’OPUC pour un maximum de 39 MW de stockage dans son secteur de service.

3. Massachusetts

Le Massachusetts a adopté une loi sur le stockage d’énergie en août 2016, s’en remettant au département des Ressources énergétiques du Massachusetts (MADERS) pour déterminer si des cibles appropriées devaient être établies de sorte que les sociétés d’électricité puissent offrir des systèmes de stockage d’énergie viables et rentables d’ici le 1^er janvier 2020¹²⁵. En réponse à cette loi, MADERS a adopté une cible de stockage d’énergie « ambitieuse » de 200 mégawatts/heure pour les entreprises de distribution d’électricité d’ici le 1er janvier 2020. En décembre 2017, le Massachusetts a dépensé 20 millions de dollars en subventions pour financer des projets de stockage. Les entreprises de distribution électrique devaient soumettre des rapports annuels sur les activités de stockage à partir du 1er janvier 2018.

4. Autres États ayant nouvellement adopté des lois/règlementations de stockage

En 2017, New York s’est joint au club des États avec des mandats de stockage énergétique. L’AB 6571 enjoint la NYPSC d’élaborer un programme de déploiement de stockage d’énergie, y compris une cible d’approvisionnement de stockage pour 2030. La NYPSC déterminera d’ici le 31 décembre 2018 un « ensemble de politiques appropriées » pour un objectif de déploiement de stockage d’énergie.

Le Nevada a adopté le SB 204¹²⁶. Ce projet de loi « enjoint la PUCN à étudier et à établir des cibles biennales pour certains services publics d’électricité afin d’approvisionner les systèmes de stockage d’énergie en fonction de circonstances particulières ». Les organismes de règlementation du Nevada doivent mettre en œuvre le projet de loi d’ici le 1er octobre 2018. De plus, le SB 145¹²⁷ du Nevada établit un programme de mesures incitatives pour le stockage d’énergie au sein du programme d’énergie solaire de l’État.

Hawaii n’a pas adopté de cibles de stockage. Toutefois, dans une décision de 20 octobre 2017, la HPUC a approuvé deux nouveaux programmes qui élargiront les occasions pour les clients qui souhaitent installer des systèmes de stockage d’énergie solaire comportant des batteries et des installations sur un toit^128.

XIII. 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 produits de consommation comme les ampoules¹²⁹, le parrainage de recherches des laboratoires nationaux sur la façon de construire des bâtiments plus éconergétiques et la mise en œuvre du programme d’étiquetage « Energy Star » régi par l’EPA.

Bon nombre d’États disposent de lois qui enjoignent des entités règlementées à participer à des activités en matière d’efficacité énergétique. Les activités mandatées par l’État en matière d’efficacité énergétique comprennent souvent des rabais pour l’équipement éconergétique et des modifications aux codes du bâtiment axées sur l’efficacité énergétique. À des fins d’illustration, nous nous concentrerons sur la Californie¹³⁰.

Les articles 454.55 et 454.564¹³¹ du Public Utilities Code (PUC, code sur les services publics) exigent que la CPUC, en consultation avec la 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 PUC 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… »¹³².

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. Les services publics ont présenté des « plans d’affaire » devant la CPUC pour administrer les programmes d’efficacité énergétique pour un maximum de 10 ans. La CPUC évalue ces plans dans l’instance A.17-01-013.

La CPUC a rejeté la proposition de PG&E de dépenser 200 millions de dollars de plus par année pour assurer l’efficacité énergétique afin de compenser la perte de capacité de la fermeture de la centrale nucléaire de Diablo Canyon (Diablo Canyon) proposée par PG&E¹³³.

Le projet de loi de l’Assemblé AB 793¹³⁴ enjoint les services publics appartenant au secteur privé d’offrir des mesures incitatives aux clients des secteurs résidentiels et des petites et moyennes entreprises (PME) pour qu’ils se procurent la « technologie de gestion de l’électricité » (TGE), qui peut comprendre un produit, un service ou un logiciel permettant à un client de mieux comprendre et gérer sa consommation électrique ou de gaz dans sa maison ou son entreprise. L’AB 793 enjoignait également ces services publics à éduquer les clients résidentiels et de PME sur les mesures incitatives touchant les TGE qui leur sont offertes. Le 23 mars 2017, la CPUC a approuvé les programmes pour les services publics de l’AB 793.

XIV. RÉPONSE À LA DEMANDE

La réponse à la demande, la 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 en réduisant la demande de pointe des réseaux et en anticipant le besoin pour une nouvelle capacité de production dispendieuse. Le 28 janvier 2017, la FERC a publié son rapport annuel intitulé Assessment of Demand Response and Advanced Metering Staff Report¹³⁵. Le rapport présente un paysage complet des activités de réponse à la demande locale et des États. L’observation du rapport probablement la plus intéressante est que « la contribution des ressources de demande pour combler la demande aux heures de pointe a diminué de 5,7 % en 2016 et de 6,6 % en 2015 »¹³⁶. Les programmes de réponse à la demande sont en croissance, mais la demande aux heures de pointe croît plus rapidement.

XV. MONTÉE DES AGRÉGATEURS CHOISIS PAR LA COMMUNAUTÉ

Les agrégateurs choisis par la communauté (Community Choice Aggregators [CCA]) sont des entités gouvernementales qui achètent de l’électricité au nom des résidents et des entreprises et qui la vendent aussi en leur nom. Les CCA déplacent les services publics privés de leur rôle d’approvisionnement en électricité de leur empreinte, même si les clients peuvent choisir de revenir à leur service public. Le service public titulaire demeure responsable des services de transmission et de distribution.

Les CCA sont des entités juridiques dans une poignée d’États américains : Californie, Illinois, Massachusetts, New York, New Jersey, Ohio et Rhode Island. Dans certains cas, la législation les autorisant est en place depuis plus de 20 ans. Toutefois, la formation de CCA est demeurée lente jusqu’à tout récemment.

Après un lent départ, Marin a formé le premier CCA en 2010, la formation s’est rapidement accélérée en Californie. À la fin de 2017, des CCA avaient été formés à San Francisco, Sonoma County, San Mateo County, Lancaster, Richmond et dans des parties de Contra Costa County. La CPUC a homologué de nouveaux CCA en 2017 pour servir des clients à Silicon Valley Clean Energy, à Apple Valley Energy, à Hermosa Beach Choice Energy et à Redwood Coast Energy Authority. Les CCA sont maintenant en voie de servir un peu plus de la moitié de la charge historiquement servie par les services publics privés, y compris des clients actuellement servis par Southern California Edison à Los Angeles County.

*Conseiller principal chez Morrison & Foerster LLP à Washington, D.C., où il représente divers clients pour des questions de règlementation, d’application de la loi, de conformité, de transaction, de commerce, de droit et de politique publique en matière d’énergie. Il agissait comme ancien avocat général et vice-président des politiques législatives et de règlementation à la Constellation Energy et collabore à titre de rédacteur en chef pour l’Energy Law Journal (publié par l’Energy Bar Association). L’auteur aimerait remercier les membres suivants du cabinet d’avocats Morrison & Foerster pour leur contribution à l’élaboration du présent rapport : Zori Ferkin, Julian Hammar, Todd Edmister, Ben Fox, Megan Jennings, Tim Kline, Justin Fisch, Rylee Kercher, Ali Zaidi et Dustin Elliott. Les opinions exprimées dans le présent rapport sont les siennes et ne reflètent pas nécessairement celles de Morrison & Foerster ni de ses clients.

1. Executive Office of the US President, The President’s Climate Action Plan (juin 2013), en ligne : <https://obamawhitehouse.archives.gov/sites/default/files/image/president27sclimateactionplan.pdf> [en anglais seulement].
2. Clean Air Act, 42 USC §7401 et seq (1970).
3. Robert Fleishman et al, « Client Alert : Obama Administration Adopts Landmark Clean Power Act », Morrison & Foerster LLP (5 août 2015), en ligne : <https://media2.mofo.comdocuments/150805cleanpowerplan.pdf> [en anglais seulement].
4. National Environmental Policy Act, 42 USC §4321 et seq (1970).
5. Avis d’intention, 82 Fed Reg 34,740 (26 juillet 2017), en ligne : <https://www.federalregister.gov/documents/2017/07/26/2017-15701/notice-of-intent-to-prepare-an-environmental-impact-statement-for-model-year-2022-2025-corporate> [en anglais seulement].
6. Demande de commentaires, 82 Fed Reg 39,551 (21 août 2017), en ligne : <https://www.gpo.gov/fdsys/pkg/FR-2017-08-21/pdf/2017-17419.pdf> [en anglais seulement].
7. Décret-loi n^o 13783, 82 Fed Reg 16,093 (28 mars 2017), en ligne : < https://www.gpo.gov/fdsys/pkg/FR-2017-03-31/pdf/2017-06576.pdf> [en anglais seulement].
8. US Environmental Protection Agency, communiqué de presse, « EPA Takes Another Step to Advance President Trump’s America First Strategy, Proposes Repeal of ‘Clean Power Plan » (10 octobre 2017), en ligne :<https://www.epa.gov/newsreleases/epa-takes-another-step-advance-president-trumps-america-first-strategy-proposes-repeal> [en anglais seulement].
9. Projet de règle, 82 Fed Reg 61,507 (28 décembre 2017), en ligne : <https://www.federalregister.gov/documents/2017/12/28/2017-27793/state-guidelines-for-greenhouse-gas-emissions-from-existing-electric-utility-generating-units> [en anglais seulement].
10. Par exemple, Miles H Imwalle, Robert S Fleishman & Ali A Zaidi, « NEPA, Energy, and Infrastructure – The Times They Are a Changin? », Morrison & Foerster LLP  (18 septembre 2017), en ligne : <https://www.mofo.com/resources/publications/170918-nepa-energy-infrastructure.html> [en anglais seulement].
11. Denis Cuff, « Another East Bay city sues oil companies over climate change », East Bay Times (22 janvier 2018), en ligne : <https://www.eastbaytimes.com/2018/01/22/another-east-bay-city-sues-oil-companies-over-climate-change/> [en anglais seulement]; Chris Mooney & Dino Grandoni, « New York City sues Shell, ExxonMobil and other oil companies over climate change », (10 janvier 2018), en ligne : <https://www.washingtonpost.com/news/energy-environment/wp/2018/01/10/new-york-city-sues-shell-exxonmobil-and-other-oil-majors-over-climate-change/?utm_term=.33f3dc4dde28> [en anglais seulement].
12. Chris Mooney & Dino Grandoni, « New York City sues Shell, ExxonMobil and other oil companies over climate change », Washington Post (10 janvier 2018), en ligne : <https://www.washingtonpost.com/news/energy-environment/wp/2018/01/10/new-york-city-sues-shell-exxonmobil-and-other-oil-majors-over-climate-change/?utm_term=.33f3dc4dde28> [en anglais seulement]; Am Elec Power Co v Conn, 564 US 410 (2011).
13. Voir, p. ex. Matt Egan, « Exxon claims California climate change hypocrisy », CNN Money (9 janvier 2018), en ligne : <http://money.cnn.com/2018/01/09/investing/exxon-climate-change-california-san-francisco-oakland/index.html> [en anglais seulement].
14. City of NY v BP PLC et al, No 1:18-cv-00182 (SDNY 2018).
15. Contestation, County of San Mateo v Chevron Corp, No 17CIV03222, ECF No 1 (Cal Super Ct, 17 juillet 2017), en ligne : <https://www.sheredling.com/wp-content/uploads/2017/07/SMC-Endorsed1_2017-07-17-SMCO-Complaint-5bFINAL-ENDORSED5d.pdf> [en anglais seulement]; Complaint, County of Santa Cruz v Chevron Corp, No 17CV03242, ECF No 1 (Cal Super Ct, 20 décembre 2017), en ligne : <https://www.sheredling.com/wp-content/uploads/2017/12/SC-Co-Intro.pdf> [en anglais seulement]; Pl’s Reply in Supp of Mot to Remand to State Ct, People of the State of Cal v BP PLC, No 3:17-cv-06011-WHA, ECF No 108 (ND Cal, 15 janvier 2018).
16. US Department of the Interior, Bureau of Land Management, « BLM Suspends or Delays Parts of Waste Prevention Rule » (7 décembre 2017), en ligne : <https://www.blm.gov/node/14305> [en anglais seulement]; Final Rule, 82 Fed Reg 58,050 (8 décembre 2017), en ligne : <https://www.gpo.gov/fdsys/pkg/FR-2017-12-08/pdf/2017-26389.pdf> [en anglais seulement].
17. Environmental Defense Fund, EDF, « Conservation and Tribal Groups Urge Court to Block Unlawful Delay of BLM’s Waste Prevention Rule » (25 janvier 2018), en ligne : <https://www.edf.org/media/edf-conservation-and-tribal-groups-urge-court-block-unlawful-delay-blms-waste-prevention-rule> [en anglais seulement].
18. United Nations Framework Convention on Climate Change, « On the Possibility to Withdraw from the Paris Agreement: A Short Overview » (14 juin 2017), en ligne :<http://newsroom.unfccc.int/paris-agreement/on-the-possibility-to-withdraw-from-the-paris-agreement-a-short-overview/> [en anglais seulement].
19. Hiroko Tabuchi & Henry Fountain, « Bucking Trump, These Cities, States and Companies Commit to Paris Accord », New York Times (1^er juin 2017), en ligne : <https://www.nytimes.com/2017/06/01/climate/american-cities-climate-standards.html> [en anglais seulement].
20. Bureau du gouverneur de la Californie, Edmund G Brown Jr, « Governor Brown Signs Landmark Climate Bill to Extend California’s Cap-and-Trade Program » (25 juillet 2017), en ligne : <://www.gov.ca.gov/2017/07/25/news19891/> [en anglais seulement].
21. Bureau du gouverneur de la Californie, Edmund G Brown Jr, « California, Quebec and Ontario Sign Agreement to Link Carbon Markets » (22 spetembre 2017), en ligne : <https://www.gov.ca.gov/2017/09/22/news19963/> [en anglais seulement].
22. Regional Greenhouse Gas Initiative Inc, communiqué de presse, « RGGI States Release Updated Model Rule, Concluding Regional Program Review Process » (19 décembre 2017), en ligne : <https://www.rggi.org/sites/default/files/Uploads/Program-Review/12-19-2017/Announcement_Completed_Model_Rule.pdf> [en anglais seulement].
23. Décret-loi n^o 13795, 82 Fed Reg 20,815 (28 avril 2017), en ligne :< https://www.gpo.gov/fdsys/pkg/FR-2017-05-03/pdf/2017-09087.pdf> [en anglais seulement].
24. Outer Continental Shelf Act, 43 US §1344 et seq (1953).
25. Megan Geuss, « Trump proposed a massive expansion of offshore drilling–what can states do? » Ars Technica (6 janvier 2018), en ligne : < https://arstechnica.com/tech-policy/2018/01/trump-proposed-a-massive-expansion-of-offshore-drilling-what-can-states-do/> [en anglais seulement].
26. Ted Lieu (@tedlieu), Twitter (9 janvier 2018, 17 h 13), en ligne : <https://twitter.com/tedlieu/status/950898298172395520?lang=en> [en anglais seulement]; Lettre du procureur général du Delaware Matthew P Denn au secrétaire du DOI Ryan Zinke (11 janvier 2018), en ligne : <https://www.regulations.gov/document?D=BOEM-2017-0074-0640&utm_source=newsletter&utm_medium=email&utm_campaign=&stream=top-stories> [en anglais seulement].
27. Umair Irfan, « Florida got an exemption to the offshore drilling plan. Now 12 other states want one too » Vox Media (12 janvier 2018), en ligne : <https://www.vox.com/energy-and-environment/2018/1/10/16870450/ocs-offshore-drilling-oil-gas-lease-zinke-florida> [en anglais seulement].
28. David Blackmon, « Trump Is Taking The Regulatory Shackles Off Oil Drillers. Can The Industry Avoid Messing It Up? » Forbes (4 janvier 2018), en ligne : <https://www.forbes.com/sites/davidblackmon/2018/01/04/can-the-oil-industry-avoid-messing-up-the-trump-policy-boom/#731a68cb5590> [en anglais seulement].
29. Michael Collins, « Despite congressional approval, oil and gas drilling in Alaska’s ANWR is still years away » USA Today (11 janvier 2018), en ligne : < https://www.usatoday.com/story/news/politics/2018/01/11/despite-congressional-approval-oil-and-gas-drilling-alaskas-anwr-still-years-away/1022524001/> [en anglais seulement].
30. Décret pour l’adoption de la Clean Energy Standard, Proceeding on Motion of the Commission to Implement a Large-Scale Renewable Program and a Clean Energy Standard, NYPSC Case No 15-E-0302 (1^er août 2016), en ligne : <http://documents.dps.ny.gov/public/Common/ViewDoc.aspx?DocRefId=%7b44C5D5B8-14C3-4F32-8399-F5487D6D8FE8%7d> [en anglais seulement].
31. Opinion et ordonnance, Coalition for Competitive Electricity, et al v Zibelman, No 1: 16-cv-08164, ECF No 159 (SDNY, 25 juillet 2017).
32. Public Act 99-0906 (le « Future Energy Jobs Bill »), SB 2814, 99th Gen Assem, Ill (7 décembre 2016), en ligne : <http://www.ilga.gov/legislation/publicacts/99/PDF/099-0906.pdf> [en anglais seulement].
33. Opinion et ordonnance, Village of Old Mill Creek, et al v Star, No 1:17-cv-01164, ECF No 107 (ND Ill, 14 juillet 2017).
34. Department of Energy Organization Act, 42 USC §7101 et seq (1977).
35. Grid Resiliency Pricing Rule, 18 CFR pt 35, en ligne : <https://energy.gov/sites/prod/files/2017/09/f37/Notice%20of%20Proposed%20Rulemaking%20.pdf> [en anglais seulement].
36. US Dep’t of Energy, Fed Energy Regulatory Comm’n, communiqué de presse, FERC Initiates New Proceeding on Grid Resilience, Terminates DOE NOPR Proceeding (8 janvier 2018), en ligne : <https://ferc.gov/media/news-releases/2018/2018-1/01-08-18.pdf> [en anglais seulement]; Order Terminating Rulemaking Proceeding, Initiating New Proceeding, and Establishing Additional Procedures, Docket Nos AD18-7-000 and RM18-1-000, 162 FERC ¶ 61,012 (8 janvier 2018), en ligne : < https://ferc.gov/CalendarFiles/20180108161614-RM18-1-000.pdf> [en anglais seulement].
37. 15 USC § 717r(d)(2); Millennium Pipeline Co v Seggos, 860 F.3d 696, 699 (DC Cir 2017).
38. Ibid § 717r(d)(3).
39. Clean Water Act, 33 USC § 1251 et seq (1972).
40. Millennium Pipeline Co, 860 F.3d à 700-01.
41. Millennium Pipeline Co, 860 F.3d à 699-700.
42. Meghan Mandel et Daniel Archuleta, FERC Rules that NY DEC Waived Authority on Water Quality Permit for Pipeline Project, Troutman Sanders LLP (20 septembre 2017), en ligne : <https://www.troutmansandersenergyreport.com/2017/09/ferc-rules-ny-dec-waived-authority-water-quality-permit-pipeline-project/> [en anglais seulement].
43. Ordonnance déclaratoire, dans Millennium Pipeline Co, No CP16-17-000 (FERC, 15 septembre 2017).
44. Contestation, Millennium Pipeline Co v Seggos, No 1:17-cv-01197, ECF No 1 (NDNY, 27 octobre 2017).
45. Mémoire de décision et ordonnance, Millennium Pipeline Co v Seggos, No 1:17-cv-01197, ECF No 29 (NDNY, 13 décembre 2017).
46. Algonquin Gas Transmission, LLC v Weymouth Conservation Comm’n, No 17-10788, 2017 WL 6757544 (D Mass, 29 décembre 2017).
47. Ordonnance, Constitution Pipeline Co v NYSDEC, No 16-1568, ECF No 240-1 (2d Cir, 18 août 2017).
48. Requête d’ordonnance déclaratoire, dans Constitution Pipeline Co, No CP18-5-000 (FERC, 11 octobre 2017); avis de pétition pour l’ordonnance déclaratoire, 82 Fed Reg 49,364 (25 octobre 2017), en ligne : <https://www.gpo.gov/fdsys/pkg/FR-2017-10-25/pdf/2017-23109.pdf> [en anglais seulement].
49. Ordonnance sur la requête d’ordonnance déclaratoire, dossier n^o CP18-5-000, 162 FERC ¶ 61,014 (11 janvier 2018), en ligne : <https://www.ferc.gov/CalendarFiles/20180111122739-CP18-5-000.pdf> [en anglais seulement].
50. Ibid au para 23.
51. Ordonnance accordant l’abandon et la délivrance des certificats, dossier n^os CP15-115-000, CP15-158-001, 158 FERC ¶ 61,145 (3 février 2017), en ligne : <https://www.ferc.gov/CalendarFiles/20170203194955-CP15-115-000.pdf> [en anglais seulement].
52. NY State Dep’t of Envtl Conservation, « DEC Statement Regarding Water Quality Certificates for the Proposed Northern Access Pipeline » (8 avril 2017), en ligne : <http://www.dec.ny.gov/press/109767.html> [en anglais seulement].
53. Natural Fuel Gas Supply Corp v NYSDEC, No 17-1164 (2d Cir, filed 21 avril 2017).
54. Josh Hicks & Ovetta Wiggins, « Governor calls for ban on fracking in Maryland », Washington Post (17 mars 2017), en ligne : <https://www.washingtonpost.com/local/md-politics/md-gov-hogan-calls-to-ban-fracking-in-the-state/2017/03/17/2ea1e00c-0b45-11e7-93dc-00f9bdd74ed1_story.html?utm_term=.a603d96a6376> [en anglais seulement].
55. Pamela Wood, « Maryland General Assembly approves fracking ban », Baltimore Sun (27 mars 2017), en ligne : <http://www.baltimoresun.com/news/maryland/politics/bs-md-fracking-ban-passes-20170327-story.html> [en anglais seulement].
56. Jon Hurdle, « Fracking ban proposed for Delaware River basin; ‘significant risks’ », NPR StateImpact (30 novembre 2017), en ligne :<https://stateimpact.npr.org/pennsylvania/2017/11/30/fracking-ban-proposed-for-delaware-river-basin-significant-risks-cited/> [en anglais seulement].
57. Ibid.
58. Susan Phillips, « Delaware River Basin fracking ban hearings center on environment, economy », NPR StateImpact (25 janvier 2018), en ligne : <https://stateimpact.npr.org/pennsylvania/2018/01/25/drbc-hears-comments-on-fracking-ban/> [en anglais seulement].
59. James Herrera, « Monterey County Judge: Measure Z fracking ban remains; two other bans preempted, invalid by existing laws », Monterey Herald (29 décembre 2017), en ligne : <http://www.montereyherald.com/article/NF/20171229/NEWS/171229840> [en anglais seulement].
60. Ibid.
61. 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/> [en anglais seulement].
62. Chris Mooney, « To round out a year of rollbacks, the Trump administration just repealed key regulations on fracking », Washington Post (29 décembre 2017), en ligne : <https://www.washingtonpost.com/news/energy-environment/wp/2017/12/29/to-round-out-a-year-of-rollbacks-the-trump-administration-just-repealed-key-regulations-on-fracking/?utm_term=.68b9c9833e78> [en anglais seulement].
63. Ordonnance sur les pétitions d’examen de l’action finale, Wyoming v Jewell, et al, No 2:15-cv-043, ECF No 219 (D Wyo 21 juin 2016); règlementation final, 80 Fed Reg 16,128 (26 mars 2015), en ligne : <http://www.federalregister.com/Browse/AuxData/339D2790-9618-4145-B6E3-EEA1BC041032> [en anglais seulement].
64. Melissa Daniels & Keith Goldberg, « Calif. AG Sues Over Trump Admin.’s Fracking Rule Repeal », Law360 (24 janvier 2018), en ligne : <https://www.law360.com/articles/1005217> [en anglais seulement].
65. Ibid.
66. Bryan Koenig, « Calif., NM Warn BLM Over Suspending Methane Waste Rule », Law360 (6 novembre 2017), en ligne : <https://www.law360.com/articles/982359/calif-nm-warn-blm-over-suspending-methane-waste-rule> [en anglais seulement].
67. 16 USC § 824v.
68. 18 CFR § 1c.
69. Order Approving Stipulation and Consent Agreement, dossier n^o IN08-8-000, 161 FERC 61,147 (7 novembre 2017), en ligne : <https://www.ferc.gov/CalendarFiles/20171107142151-IN08-8-000.pdf> [en anglais seulement].
70. Ibid au para 10.
71. Ordonnance, FERC v Barclays Bank, et al, No 2-13-cv-02093, ECF No 234 (ED Cal, 29 septembre 2017).
72. Order Assessing Civil Penalties, register n^o IN08-8-000, 144 FERC ¶ 61,041, aux paras 132, 151 (16 juillet 2013), en ligne : <https://www.ferc.gov/eventcalendar/Files/20130716170107-IN08-8-000.pdf> [en anglais seulement].
73. US Commodity Futures Trading Comm’n, Enforcement Advisory, Cooperation Factors in Enforcement Division Sanction Recommendations for Companies (19 janvier 2017), en ligne : <http://www.cftc.gov/idc/groups/public/@lrenforcementactions/documents/legalpleading/enfadvisorycompanies011917.pdf> [en anglais seulement] [ci-après Avis à l’entreprise]; US Commodity Futures Trading Comm’n, Enforcement Advisory, Cooperation Factors in Enforcement Division Sanction Recommendations for Individuals (19 janvier 2017), en ligne : <http://www.cftc.gov/idc/groups/public/@lrenforcementactions/documents/legalpleading/enfadvisoryindividuals011917.pdf > [en anglais seulement] [ci-après Avis à l’individu].
74. Avis à l’entreprise, à la p 1; Avis à l’individu, à la p 1.
75. US Commodity Futures Trading Comm’n, Enforcement Advisory, Updated Advisory on Self Reporting and Full Cooperation (25 septembre 2017), en ligne : <http://www.cftc.gov/idc/groups/public/@lrenforcementactions/documents/legalpleading/enfadvisoryselfreporting0917.pdf> [en anglais seulement].
76. Ibid à la p 2.
77. Ibid aux pp 2-3.
78. Ibid à la p 3.
79. Ibid.
80. Ibid.
81. US Commodity Futures Trading Comm’n, Enforcement Advisory, Speech of James McDonald, Director of the Division of Enforcement Commodity Futures Trading Commission Regarding Perspectives on Enforcement: Self-Reporting and Cooperation at the CFTC (25 septembre 2017), en ligne : <http://www.cftc.gov/PressRoom/SpeechesTestimony/opamcdonald092517> [en anglais seulement].
82. Dodd-Frank Wall Street Reform and Consumer Protection Act, Pub L 111-203, 124 Stat 1376.
83. Voir US Commodity Futures Trading Comm’n, Enforcement Advisory, Testimony of J. Christopher Giancarlo Chairman U.S. Commodity Future Trading Commission before the House Committee on Agriculture (11 octobre 2017), en ligne : <http://www.cftc.gov/PressRoom/SpeechesTestimony/opagiancarlo-29> [en anglais seulement].
84. 17 CFR § 1.31 (2017).
85. Voir la règlementation finale, 82 Fed Reg 24,479, 24,480 (30 mai 2017), en ligne : <https://www.gpo.gov/fdsys/pkg/FR-2017-05-30/pdf/2017-11014.pdf> [en anglais seulement].
86. Voir Order Establishing a New De Minimis Threshold Phase-In Termination Date, 82 Fed Reg 50,309 (31 octobre 2017), en ligne : <https://www.gpo.gov/fdsys/pkg/FR-2017-10-31/pdf/2017-23660.pdf> [en anglais seulement].
87. Proclamation n^o 9693, 83 Fed Reg 3541 (23 janvier 2018), en ligne : <https://www.gpo.gov/fdsys/pkg/FR-2018-01-25/pdf/2018-01592.pdf> [en anglais seulement].
88. US Trade Representative, Fact Sheet (22 janvier 2018), en ligne : <https://ustr.gov/sites/default/files/files/Press/fs/201%20FactSheet.pdf> [en anglais seulement].
89. Voir Diane Cardwell & Keith Bradsher, « U.S. Will Place Tariffs on Chinese Solar Panels », New York Times (10 octobre 2012), en ligne : <http://www.nytimes.com/2012/10/11/business/global/us-sets-tariffs-on-chinese-solar-panels.html?smid=pl-share> [en anglais seulement]; Diane Cardwell, « U.S. Imposes Steep Tariffs on Chinese Solar Panels », New York Times (16 décembre 2014), en ligne : <https://www.nytimes.com/2014/12/17/business/energy-environment/-us-imposes-steep-tariffs-on-chinese-solar-panels.html?smid=pl-share> [en anglais seulement].
90. Proclamation n^o 9693, 83 Fed Reg 3541 (23 janvier 2018), en ligne : <https://www.gpo.gov/fdsys/pkg/FR-2018-01-25/pdf/2018-01592.pdf> [en anglais seulement].
91. US Trade Representative, Fact Sheet (22 janvier 2018), en ligne : <https://ustr.gov/sites/default/files/files/Press/fs/201%20FactSheet.pdf> [en anglais seulement].
92. Henning Gloystein & Christoph Steitz, « U.S. solar panel import tariff to hit European, Asian manufacturers », Reuters (23 janvier 2018), en ligne : <https://www.reuters.com/article/us-usa-trade-tariffs-solar/u-s-solar-panel-import-tariff-to-hit-european-asian-manufacturers-idUSKBN1FC0EZ> [en anglais seulement].
93. Proclamation n^o 9693, 83 Fed Reg 3541 (23 janvier 2018), en ligne : <https://www.gpo.gov/fdsys/pkg/FR-2018-01-25/pdf/2018-01592.pdf> [en anglais seulement].
94. Cal Pub Util Code § 353.5.
95. US, SB 350, Clean Energy and Pollution Reduction Act of 2015, 2015-2016, Cal, 2015.
96. 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.
97. US, SB 374, An act relating to energy; revising provisions relating to certain energy conservation standards adopted by the Director of the Office of Energy and the governing body of a local government, 78^th sess, Nev, 2015.
98. Order re NV Energy and Sierra Pacific Power Applications, PUCN Docket Nos 15-07041 and 15-07042, Doc ID No 8412 (23 décembre 2015).
99. Ibid; Advice Letter No 453-R, PUCN Docket No 15-07041, Doc ID No 8551 (30 décembre 2015) à la p 2, 6 ROD 006938.
100. Order Granting in Part and Denying in Part General Rate Application by Sierra Pacific Power, PUCN Docket Nos 16-06006, 16-06007, 16-06008, 16-06009, Doc ID No 17757 (20 décembre 2016).
101. US, AB 405, An act relating to renewable energy; creating the contractual requirements for an agreement for the lease or purchase of a distributed generation system and a power purchase agreement, 79^th Sess, Nev, 2017.
102. Décision et ordonnance n^o 34924, Instituting a Proceeding to Investigate Distributed Energy Resource Policies, Docket No 2014-0192 (Haw 20 octobre 2017), en ligne : <https://dms.puc.hawaii.gov/dms/OpenDocServlet?RT=&document_id=91+3+ICM4+LSDB15+PC_DocketReport59+26+A1001001A17J23B15234B0218118+A17J23B51330I324501+14+1960> [en anglais seulement].
103. Order approving Arizona Public Service Company’s Application for Approval of Net Metering Cost Shift Solution aux pp 19-20, Ariz Corp Comm’n Docket No E-01345A-13-0248, Decision No 74202 (3 décembre 2013).
104. Arizona Corp Comm’n, Docket No E-00000J-14-0023 (20 décembre 2016).
105. Order 784, Third-Party Provision of Ancillary Services; Accounting and Financial Reporting for New Electric Storage Technologies, Docket Nos AD10-13-000, RM11-24-000, 144 FERC ¶ 61,056 (18 juillet 2013).
106. Data Requests and Request for Comments, Electric Storage Participation in Regions with Organized Wholesale Electric Markets, FERC Docket No AD16-20-000 (11 avril 2016).
107. Transcript of Commission Meeting, (FERC, émis le 21 avril 2016), en ligne : <https://www.ferc.gov/CalendarFiles/20160509131051-transcript.pdf> [en anglais seulement].
108. 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).
109. Notice of Proposed Rulemaking, Electric Storage Participation in Markets Operated by Regional Transmission Organizations and Independent System Operators, Docket Nos AD16-20-000, RM16-23-000, 157 FERC ¶ 61,121 (17 décembre 2016).
110. Énoncé de politique, Utilization of Electric Storage Resources for Multiple Services When Receiving Cost-Based Rate Recovery, Docket No PL17-2-000, 158 FERC ¶ 61,051, (19 janvier 2017).
111. Decision on Track 2 Energy Storage Issues, Cal Pub Util Comm’n, Decision 17-04-039 à la p 65 (8 mai 2017), en ligne : <http://docs.cpuc.ca.gov/PublishedDocs/Published/G000/M185/K070/185070054.PDF> [en anglais seulement].
112. US, HB 2193, An act relating to energy storage; and declaring an emergency, 78^th Leg Assemb, Reg Sess, Or, 2015.
113. 6,5 MW de projet de SGIP/déplacement de charge permanent (A.1512004, page 1, nn 2) + 3,13 MW de SGIP 2016 (lettre d’avis de PG&E [AL] 4968E).
114. 6 MW (D.1410045, pièce jointe A.) + 10 MW en approvisionnement en 2014 (D.1609004).
115. 60 MW en sollicitation en 2014 (D.1609004) moins la fin d’un projet de 10 MW en date du 14 février, mise à jour 2017 de PG&E.
116. 16,34 MW existants (D.1410045, pièce jointe A.) + 163,64 MW dans le bassin West LA via SCE 2013 LCR RFO pour remplacer la capacité de la centrale nucléaire San Onofre (SONGS) (D.1511041) + 10,3 MW de 2016 SGIP (SCE AL 3521E).
117. 13,78 MW existant (D.1410045, pièce jointe A.) + 22 MW des projets de stockage ACES (Resolution E4804) + 16,3 MW de l’approvisionnement 2014 (D.1609004).
118. 100 MW dans le bassin West LA via SCE 2013 LCR RFO pour remplacer la capacité SONG (D.1511041)
119. Étant donné que SCE peut uniquement compter sur un maximum de 170 MW de ressources du domaine de clients (200 % de la cible de 85 MW), le total pour l’« obligation d’approvisionnement restant » ne tient compte que de 170 MW, et non du total réel.
120. 0,05 MW des crédits SGIP 2016, selon SDG&E AL 3011E) + 8,29 MW du SGIP (A.1603003, pièce jointe B) + 4,66 MW existants (D.1410045, pièce jointe A.).
121. 6,15 MW existants (D.1410045, pièce jointe A.) + 37,5 MW d’Aliso Canyon (Resolution E4798).
122. 40 MW existants (D.1410045, pièce jointe A.).
123. Seuls les 170 MW d’approvisionnement du domaine de clients SCE sont calculés.
124. Order Implementing Energy Storage Program Guidelines pursuant to House Bill 2193, Docket No UM 1751, Order 16-504 (Or 2016).
125. US, HB 4568, An act to promote energy diversity, 2015-2016, Mass, 2016.
126. US, SB 204, An act relating to energy; requiring the Public Utilities Commission of Nevada to investigate and establish biennial targets for certain electric utilities to procure energy storage systems if certain criteria are satisfied, 79^th Sess, Nev, 2017.
127. US, SB 145, An act relating to energy; establishing as part of the Solar Energy Systems Incentive Program a program for the payment of incentives for the installation of certain energy storage systems, 79^th Sess, Nev, 2017.
128. Decision and Order No 34924, Instituting a Proceeding to Investigate Distributed Energy Resource Policies, register n^o 2014-0192 (Haw 20 octobre 2017), en ligne : <https://dms.puc.hawaii.gov/dms/OpenDocServlet?RT=document_id=91+3+ICM4+LSDB15+PC_DocketReport59+26+A1001001A17J23B15234B0218118+A17J23B51330I324501+14+1960> [en anglais seulement].
129. Voir, p. ex. Energy Independence and Security Act of 2007, HR 6, 110 Cong (2007).
130. L’American Council for an Energy Efficient Economy (ACEEE) classe les États annuellement selon la mesure dans laquelle les États font la promotion de l’efficacité énergétique. En 2016, les deux États à égalité en première place sur le « classement de l’ACEEE » étaient la Californie et le Massachusetts, en ligne : Weston Berg et al, The 2016 State Energy Efficiency Scorecard, American Council for an Energy-Efficient Economy (26 septembre 2016), en ligne : < http://aceee.org/research-report/u1606> [en anglais seulement].
131. Cal Pub Util Code §§ 454.55, 454.564.
132. Cal Pub Util Code § 381.
133. Decision Approving Retirement of Diablo Canyon Nuclear Power Plant, Cal. Pub. Util. Comm’n, Decision 18-01-022 (16 janvier 2018), en ligne : http://docs.cpuc.ca.gov/PublishedDocs/Published/G000/M205/K423/205423920.PDF> [en anglais seulement].
134. 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.
135. Fed Energy Regulatory Comm’n, Assessment of Demand Response and Advanced Metering Staff Report (28 décembre 2017), en ligne : <https://www.ferc.gov/legal/staff-reports/2017/DR-AM-Report2017.pdf> [en anglais seulement].
136. Ibid à la p 1.