L’évolution de la réglementation énergétique aux États-Unis influence de nombreux secteurs de l’industrie de l’énergie et aborde un large éventail de questions. Nous rendons compte des principaux développements en matière de réglementation et de litige aux États-Unis entre 2018 et le milieu de l’année 2019, tant au niveau fédéral qu’au niveau étatique, ce qui devrait intéresser les lecteurs de l’ERQ.

I. INFRASTRUCTURES GAZIÈRES ET ÉLECTRIQUES

(A) Certificats de gazoduc de la FERC et émissions de GES

La politique de la Federel Energy Regulatory Commission (FERC) sur la certification des gazoducs interétatiques et des installations d’importation et d’exportation de gaz naturel liquéfié (GNL), datant d’il y a 20 ans, continue de favoriser le développement des infrastructures de gaz naturel et les litiges connexes. En avril 2018, la FERC a publié un avis d’enquête visant à déterminer si des modifications à son énoncé de politique de 1999 étaient nécessaires ou appropriées¹. La date limite de réception des commentaires dans le cadre de cette instance était en juillet 2018, et des milliers de commentaires ont été soumis, mais la FERC n’a jusqu’à présent pris aucune mesure en réponse à ces commentaires². D’ailleurs, il n’est toujours pas certain qu’elle le fera. Entre-temps, les activités de la FERC concernant la certification des infrastructures des gazoducs n’ont pas cessé.

Au cours des deux dernières années, la FERC a continué d’approuver les infrastructures des gazoducs interétatiques à un rythme soutenu. Toutefois, ces approbations n’ont pas été maintenues de manière habituelle. En effet, presque toutes les ordonnances de certificat de la FERC ont fait l’objet de controverses parmi les commissaires quant à la portée des obligations de la FERC d’examiner les effets indirects et cumulatifs des émissions de gaz à effet de serre (GES) en amont et en aval associés à l’infrastructure de gazoduc proposée, en vertu de la National Environmental Policy Act (NEPA).

Bien que la majorité des commissaires de la FERC aient toujours voté en faveur des demandes de certificat, la question des changements climatiques a donné lieu à de nombreuses décisions partagées de la FERC, accompagnées de déclarations distinctes de deux commissaires qui cherchent à élargir l’analyse de la FERC sur les changements climatiques³.

La principale source de désaccord à la FERC semble être la portée des obligations de l’agence en vertu de la NEPA, à la suite d’une décision rendue en août 2017 dans l’affaire Sierra Club v. FERC (Sabal Trail). Celle-ci traite d’une ordonnance de certificat de la FERC qui fut annulée et renvoyée pour avoir omis de tenir compte, dans son analyse en vertu de la NEPA, des émissions indirectes des GES en aval associées à la combustion du gaz qui est livré⁴. Cette affaire concernait la construction d’un gazoduc d’une longueur de 685,5 milles, afin d’acheminer du gaz naturel à certaines centrales électriques en Floride⁵. L’ordonnance unanime de la FERC avait approuvé le certificat du gazoduc sur la base d‘une analyse, en vertu de la NEPA, qui ne tenait pas compte des effets indirects des émissions de GES en aval, provenant de la combustion du gaz naturel dans les centrales électriques⁶. Le tribunal a alors conclu que la FERC était tenue d’analyser ces effets indirects en aval parce qu’il s’agissait d’un résultat raisonnablement prévisible de l’approbation du certificat⁷. Sur renvoi, la FERC a analysé les émissions indirectes de GES en aval et a réémis le certificat sur la base de cette analyse supplémentaire⁸. Toutefois, la FERC a refusé de quantifier davantage les impacts des changements climatiques associés à ces émissions indirectes, expliquant qu’elle ne disposait pas d’une méthode fiable pour convertir les émissions en impacts environnementaux⁹. L’ordonnance de renvoi de la FERC n’a pas été portée en appel.

Le litige portant sur cette problématique n’a toutefois pas pris fin avec l’ordonnance de renvoi de la FERC dans l’affaire Sabal Trail. La question a été soulevée dans de nombreuses autres instances relatives aux certificats de la FERC au cours des deux dernières années et plusieurs ordonnances connexes de la FERC ont fait l’objet d’un appel devant le circuit du District de Columbia (D.C.). Jusqu’à présent, ces appels n’ont pas réglé la question, car ils ont été rejetés pour des motifs de compétence juridictionnelle. Plus précisément, en mai 2019, le circuit du D.C. a rejeté une requête – Otsego 2000, et al. c. FERC¹⁰ – sans se prononcer sur le fond, parce que le tribunal a conclu que le requérant n’avait pas qualité pour agir. Puis, en juin 2019, le circuit du D.C. a rejeté une requête en révision dans une autre affaire – Birckhead, et al. c. FERC¹¹ – après avoir conclu que le tribunal n’avait pas compétence parce que le requérant n’avait pas d’abord soulevé les arguments sur les GES en aval dans la procédure de la FERC¹². Toutefois, dans cette dernière affaire, la Cour a critiqué sans réserve le bien-fondé de l’approche de la FERC. Reste à savoir si, et comment, la FERC répondra aux critiques du circuit du D.C. dans les affaires en instance et futures.

(B) Exportations de GNL (FERC/DOE)

La demande mondiale de gaz naturel liquéfié (GNL) a considérablement augmenté ces dernières années, notamment en raison des faibles coûts du gaz naturel. En conséquence, la FERC a reçu de nombreuses applications en vertu de l’article 3 de la Natural Gas Act (NGA) pour l’emplacement, la construction et l’exploitation d’installations de GNL. Au début de 2019, la FERC avait un retard dans 13 demandes de ce genre. Depuis février 2019, la FERC a fait d’importants progrès à l’égard de ces demandes, délivrant des certificats dans cinq des instances¹³. De plus, entre mars 2019 et mai 2019, la FERC a terminé son examen environnemental dans cinq autres projets d’exportation de GNL¹⁴. Dernièrement, la FERC émet des ordonnances sur les demandes d’exportation de GNL dans un délai d’environ 3 à 4 mois après la publication de l’étude des incidences environnementales du projet¹⁵. Par conséquent, nous prévoyons que les progrès de la FERC en ce qui concerne le traitement des demandes d’exportation de GNL se poursuivront au cours du deuxième semestre de 2019.

Bien que récemment, la majorité des activités de réglementation portant sur les installations d’exportation de GNL aient eu lieu à la FERC, il y a également eu des activités au Département de l’Énergie (DOE) des États-Unis. La FERC ayant compétence en matière d’installations de GNL, le DOE a quant à lui compétence pour autoriser l’exportation de gaz naturel, y compris l’exportation de GNL de ces installations. Le DOE peut autoriser les exportations vers des pays avec lesquels les États-Unis ont conclu un accord de libre-échange, vers des pays avec lesquels les États-Unis n’ont conclu aucun accord de libre-échange, ou encore les deux. En accordant ces autorisations, le DOE impose généralement l’obligation de soumettre des rapports périodiques au DOE concernant la destination du GNL ou du gaz naturel exporté. En décembre 2018, le DOE a publié un énoncé de politique annonçant un changement dans la pratique à l’égard de ces exigences de déclaration¹⁶. Plus précisément, le DOE a déclaré qu’il mettrait fin à sa pratique récente d’exiger des détenteurs d’autorisations qu’ils déclarent le ou les pays dans lesquels le GNL ou le gaz naturel exporté a été « reçu pour utilisation finale¹⁷ » [traduction]. Au lieu de cela, le DOE exige maintenant que les détenteurs d’autorisations signalent le ou les pays dans lesquels le GNL ou le gaz naturel « a été effectivement livré¹⁸ » [traduction]. Ce changement devrait « améliorer l’exactitude des renseignements fournis par les détenteurs d’autorisations sur le GNL et réduire au minimum le fardeau administratif des détenteurs d’autorisations sur le marché d’exportation du GNL américain et de ceux qui peuvent acheter du GNL américain¹⁹ » [traduction].

(C) Défis auxquels font face les États en matière d’environnement

Au cours des dernières années, divers États ont contesté des projets de gaz naturel et d’autres projets d’infrastructure par les pouvoirs qui leurs sont conférés en vertu des lois fédérales sur l’environnement. En effet, l’État de New York a été à l’avant-garde de ces défis, en partie en raison de son emplacement critique, se situant entre les zones de production de gaz naturel et la région de la Nouvelle-Angleterre, qui dépend de plus en plus de la production d’électricité au gaz naturel. Le principal moyen de New York pour contester les nouvelles infrastructures de gaz naturel a été de faire appel à la Clean Water Act (CWA).

Lorsque la FERC délivre un certificat d’utilité publique et de nécessité pour un gazoduc interétatique, elle le fait à la condition que le demandeur obtienne tous les permis et approbations nécessaires, y compris un certificat de qualité de l’eau en vertu de l’article 401 de la CWA, attestant que le projet sera conforme aux normes nationales de qualité de l’eau²⁰. L’article 401 de la CWA prévoit qu’un État doit donner suite à une demande de certification « dans un délai raisonnable (qui ne doit pas dépasser un an) après réception d’une telle demande » ou alors l’exigence de certification « doit être levée²¹ ». Certains États, dont New York, la Californie et l’Oregon, ont tenté de contourner ce délai d’un an en jugeant les demandes incomplètes et en exigeant qu’elles soient déposées de nouveau (ou, dans le cas de la Californie et de l’Oregon, en ordonnant simplement leur retrait et leur nouvelle présentation), en plus de prétendre que la nouvelle demande faisait recommencer le délai réglementaire²².

Ces actions des États ont été contestées devant les tribunaux et, au cours des 18 derniers mois, deux cours d’appel de circuit des États-Unis se sont penchées sur la question à savoir si les États pouvaient prolonger leur examen en vertu de l’article 401 de la CWA au-delà du délai d’un an prévu par la Loi. Bien que ces deux cas établissent certaines limites pour les États, ils n’ont pas entièrement résolu le problème.

Premièrement, dans une affaire résultant de l’approbation par la FERC d’un gazoduc interétatique de 7,8 milles devant être construit dans l’État de New York²³, le deuxième circuit a conclu que l’article 401 de la CWA établit une règle claire selon laquelle le délai d’un an prévu par la Loi commence lorsque l’État reçoit une demande, que celle-ci soit complète ou non²⁴. La Cour a expliqué que, si un État craint qu’une demande soit incomplète, il peut (1) rejeter la demande sans préjudice ou (2) demander que le demandeur la retire et la présente à nouveau²⁵.

Deuxièmement, dans un cas impliquant un projet hydroélectrique approuvé par la FERC qui faisait l’objet d’un processus de renouvellement de permis et de déclassement, des certifications en vertu de l’article 401 de la CWA, tant en Californie qu’en Oregon, étaient requises²⁶. La Californie et l’Oregon avaient conclu une entente avec le demandeur en vertu de laquelle le demandeur s’était retiré à plusieurs reprises pour ensuite présenter à nouveau la même demande en vertu de l’article 401, dans le but de toujours faire redémarrer le délai prescrit d’un an²⁷. La tribu de Hoopa Valley a donc demandé à la FERC une ordonnance déclarant que la Californie et l’Oregon avaient renoncé à leur pouvoir au titre de l’article 401. Après que la FERC ait rejeté cette requête, la tribu de Hoopa Valley a demandé au circuit du D.C. d’examiner l’ordonnance de la FERC. Le circuit de Washington a annulé et renvoyé l’ordonnance de la FERC. Après avoir noté que le « stratagème » des États leur avait permis d’éviter de rendre la décision en vertu de l’article 401 de la CWA pendant plus d’une décennie, la Cour a conclu qu’un tel arrangement était inadmissible, car il « permet de contourner une autorisation accordée par le Congrès en ce qui concerne la concession, la mise en état et le développement d’un projet hydroélectrique²⁸ » [traduction]. Toutefois, le tribunal a limité sa décision en « refusant de se prononcer sur la légitimité » [traduction] d’un arrangement dans lequel un demandeur retirerait sa demande auprès de la CWA et soumettrait « une demande entièrement nouvelle » [traduction] plutôt que de soumettre à nouveau la même demande²⁹. La Cour n’a pas non plus « déterminé dans quelle mesure une demande doit être différente pour constituer une nouvelle demande de sorte qu’elle redémarre le délai d’un an³⁰ » [traduction].

Les questions laissées sans réponse par le circuit de Washington pourraient permettre aux États de continuer à tester les limites des pouvoirs qui leur sont conférés par l’article 401 de la CWA, et ces mesures étatiques pourraient créer davantage de précédents judiciaires dans ce domaine dans les prochaines années. Entre-temps, la FERC fait avancer les projets pipeliniers en se fondant sur les récents avis des tribunaux³¹.

(D) Décrets-lois de l’administration Trump

En avril 2019, le président Trump a publié deux décrets-lois (DL) visant à promouvoir le développement de l’infrastructure énergétique³².

Le premier DL intitulée Issuance of Permits with Respect to Facilities and Land Transportation Crossings at the International Boundaries of the United States (délivrance de permis concernant les installations et les passages frontaliers terrestres aux frontières internationales des États-Unis) stipule qu’au cours des dernières décennies, le processus d’examen des permis présidentiels pour les infrastructures transfrontalières est devenu « inutilement compliqué […] entravant ainsi le développement économique des États-Unis et minant les efforts des États-Unis pour favoriser la bonne volonté et les échanges économiques mutuellement productifs avec leurs pays voisins³³ » [traduction]. Le premier DL ordonne donc au secrétaire d’État des États-Unis (le secrétaire d’État) d’adopter des procédures (sous réserve de certaines directives spécifiques). Celles-ci feraient en sorte que dans les 60 jours suivant la réception d’une demande de permis présidentiel pour certains types d’infrastructures transfrontalières, le secrétaire d’État devrait indiquer au président s’il doit demander l’avis des chefs des autres organismes, en plus de faire part au président des conclusions auxquelles il parvient quant à savoir si la délivrance du permis servirait ou non les intérêts des États-Unis en matière de politique étrangère³⁴. Le premier DL prévoit clairement que « toutes les décisions de délivrer, de refuser ou de modifier un permis […] doivent être prises uniquement par le président »³⁵ [traduction].

Le deuxième DL, intitulé Promoting Energy Infrastructure and Economic Growth (promouvoir l’infrastructure énergétique et la croissance économique), vise à encourager l’investissement privé dans l’infrastructure énergétique, notamment par des permis efficaces, des mesures opportunes et une certitude accrue en matière réglementaire³⁶. Le deuxième DL a également donné des directives précises et imposé des obligations à certains organismes fédéraux sur des sujets allant des permis environnementaux aux investissements effectués par les régimes de retraite dans le secteur de l’énergie³⁷. Le deuxième DL reconnaît que « les directives et règlements fédéraux désuets concernant l’article 401 de la Clean Water Act […] créent de la confusion et de l’incertitude et entravent le développement de l’infrastructure énergétique³⁸ » [traduction]. Par conséquent, le deuxième DL exige que l’administrateur de l’Environmental Protection Agency (EPA) des États-Unis consulte les États, les populations et les organismes pertinents pour examiner le cadre réglementaire actuel, publie de nouvelles directives et règles, le cas échéant, puis coordonne un examen interorganismes pour mettre à jour les directives et règlements des autres organismes fédéraux, afin de les harmoniser aux changements de l’EPA³⁹. Le deuxième DL enjoint également le département des Transports des États-Unis de prendre les deux mesures réglementaires suivantes : (1) adapter ses règlements en matière de sécurité pour les installations de GNL, afin de tenir compte des différences de taille et de nature des différents types de ces installations; et (2) « traiter le GNL de la même manière que les autres liquides cryogéniques et permettre le transport du GNL dans des wagons-citernes approuvés⁴⁰ » [traduction].

Enfin, le deuxième DL enjoint au secrétaire américain aux Transports, en consultation avec le secrétaire américain à l’Énergie, de présenter un rapport au président dans les 180 jours suivants. Ce rapport visera à évaluer si, et dans quelle mesure, les mesures prises par l’État, les autorités locales, tribales ou territoriales ont contribué à « l’incapacité de transporter des quantités suffisantes de gaz naturel et d’autres ressources énergétiques nationales » [traduction] aux États de la Nouvelle-Angleterre (et éventuellement à d’autres États)⁴¹. Le deuxième DL exige également qu’un rapport similaire soit soumis au président, dans le même délai, concernant « les effets, notamment économiques, causés par les restrictions à l’exportation de charbon, de pétrole, de gaz naturel et d’autres ressources énergétiques nationales par la côte ouest des États-Unis⁴² » [traduction].

(E) Avis d’enquête de la FERC sur les incitatifs au transport et le RCP

En mars 2019, la FERC a entamé deux procédures distinctes dans des domaines de politiques interdépendants qui ont une directement sur le rendement financier des investissements dans les infrastructures de transport d’électricité. La première instance est une enquête sur la politique de la FERC en matière d’incitatifs au transport (enquête sur les mesures d’incitation)⁴³. La deuxième instance est une enquête sur la politique de la FERC visant à déterminer le rendement des capitaux propres (RCP) des services publics (enquête sur le RCP)⁴⁴. La FERC semble vouloir s’assurer que ses politiques d’investissement dans le transport d’électricité attirent suffisamment d’investissements pour construire le réseau électrique le plus avancé et le plus fiable nécessaire pour soutenir la croissance accrue du marché des ressources énergétiques intermittentes et décentralisées.

L’enquête sur les incitatifs comprend un examen des incitatifs de transport que la FERC accorde, en vertu de l’article 219 de la Federal Power Act (FPA). Cette disposition législative, que le Congrès a incluse dans l’Energy Policy Act de 2005, enjoint la FERC d’élaborer des traitements tarifaires incitatifs pour les actifs de transport d’électricité entre États⁴⁵. Il y a six ans, la FERC n’avait pas publié son plus récent énoncé de politique dans ce domaine⁴⁶. Compte tenu de la nature des questions sur lesquelles la FERC sollicite maintenant l’avis des parties intéressées, il semble que l’enquête sur les mesures d’incitation représente un examen exhaustif de la politique de la FERC en matière de mesures d’incitation dans le secteur des transports, indiquant une volonté éventuelle de revoir fondamentalement son approche pour satisfaire à ses obligations légales au titre de l’article 219 de la FPA.

Entre autres choses, la FERC a sollicité les commentaires du public sur les questions suivantes, à savoir : (1) si les incitatifs devraient être fondés sur « les risques et les défis » associés à un projet de transport ou plutôt sur les avantages du projet; (2) si et comment la FERC devrait traiter les technologies de transport avancées; (3) si la cybersécurité et la sécurité physique des installations de transport devraient être abordées dans la politique des incitatifs; (4) si les incitatifs peuvent être utilisés pour améliorer les installations existantes; et (5) comment la politique des incitatifs de transport cadre-t-elle avec la politique de la FERC visant à favoriser le développement du transport chez la concurrence⁴⁷.

Alors que l’enquête sur les mesures d’incitation laisse place à un plan relativement nouveau dans le domaine de la réglementation des services publics, l’enquête sur le RCP porte quant à elle sur l’un des éléments les plus fondamentaux de la réglementation des services publics, c’est-à-dire la façon de déterminer un RCP juste et raisonnable pour un service public, selon un tarif établi en fonction du coût du service. Depuis les années 1970, l’approche préconisée par la FERC relativement à cette question a été assez: en général, la FERC s’est fiée uniquement à un modèle d’actualisation des flux de trésorerie (AFT) pour estimer la fourchette de rendements raisonnables pour un service public; elle fixait ensuite le rendement cible du service public dans cette fourchette. Toutefois, au cours de la dernière décennie, cette approche a été remise en question à maintes reprises dans les procédures de la FERC concernant le RCP des services publics. Ces différends ont culminé en 2016, lorsque le circuit du D.C. a annulé et renvoyé une ordonnance de RCP de la FERC dans Emera Maine v FERC (Emera Maine)⁴⁸. De cette façon, le circuit du D.C. a remis en question certains principes fondamentaux des politiques de la FERC en matière de RCP. En réponse à la décision Emera Maine et aux préoccupations soulevées dans d’autres procédures relatives au RCP au cours des dernières années, la FERC a publié l’enquête sur le RCP afin d’obtenir des commentaires du public sur la pertinence de modifier ses politiques relatives au RCP des services publics⁴⁹. Par le fait même, la FERC a aussi soulevé la question à savoir si des modifications visant ses politiques en matière de RCP pour les gazoducs et les oléoducs s’imposaient⁵⁰.

L’enquête sur le RCP cible huit questions spécifiques sur lesquelles elle sollicite les commentaires du public, notamment : (1) dans quelle mesure le modèle d’AFT est-il utile pour estimer le coût des capitaux propres des services publics; (2) quel modèle financier, ou combinaison de modèles financiers, la FERC devrait-elle utiliser pour estimer le coût des capitaux propres d’un service public; (3) comment le niveau de RCP devrait-il être établi par rapport au coût des capitaux propres estimé par ces modèles financiers; (4) comment le RCP approuvé par la FERC influe-t-il sur la prise de décisions en matière d’investissement; et (5) comment la FERC devrait-elle déterminer, sur le plan juridique, si un RCP existant est devenu injuste et déraisonnable aux termes de l’article 206 de la FPA⁵¹.

La date limite de réception des commentaires pour l’enquête sur les mesures d’incitation et l’enquête sur le RCP était le 26 juin 2019, et la réponse à ces commentaires devait parvenir au plus tard le 26 juillet 2019. Des douzaines d’entités ont déposé des commentaires demandant de grandes réformes dans les deux domaines politiques. Il n’est toujours pas clair quand et comment la FERC prendra de nouvelles mesures, mais il semble probable qu’elle entreprendra une telle réforme de ses politiques étant donné que les commissaires ont publiquement exprimé leur accord unanime et bipartite quant à l’importance de ces enquêtes.

(F) Planification du transport

Au cours des deux dernières années, la demande de réforme des exigences de planification et de répartition des coûts de transport de l’ordonnance no 1000 de la FERC a constamment augmenté. Les observateurs de la FERC dans le secteur de l’électricité attendaient avec impatience un aperçu signe des changements à venir, mais la FERC n’a pris aucune mesure jusqu’ici. Il y a toutefois eu des développements importants au niveau des États en ce qui concerne la planification du transport.

Les lecteurs se rappelleront peut-être que dans l’ordonnance no 1000, la FERC a retiré le droit de premier refus (DPR) fédéral qui permettait aux services publics franchisés de développer de nouveaux projets de transport dans leurs territoires desservis. L’objectif de la FERC en supprimant le DPR fédéral était de créer de la compétition parmi les projets de transport en permettant aux promoteurs non titulaires de réseaux de transport de concurrencer les services publics en place. Toutefois, en supprimant le DPR fédéral, la FERC a refusé d’empêcher explicitement les États d’adopter des lois sur le DPR qui rétabliraient effectivement les protections précédemment accordées par le DPR fédéral.

Deux États – le Minnesota et le Texas – ont maintenant adopté de telles lois. Ces deux lois ont été contestées devant les tribunaux et des procédures judiciaires sont en cours. La Loi du Minnesota est contestée pour des motifs liés à la clause commerciale. La Loi a survécu à cette requête en première instance, mais la décision de la Cour de district a été portée en appel devant la Cour d’appel du huitième circuit des États-Unis⁵². La Loi sur le DPR de l’État du Texas a été adoptée en mai 2019⁵³. En juin 2019, NextEra Energy Capital Holdings, Inc. et al. a déposé une plainte contestant la Loi devant la Cour de district des États-Unis pour le district ouest du Texas⁵⁴. Bien qu’il reste à voir comment ces affaires de DPR au niveau étatique se dérouleront, leur règlement pourrait avoir une incidence importante sur le degré de développement de l’infrastructure de transport aux États-Unis, au moyen de sollicitations par les concurrents, ou alors de droits de franchise étatiques ou locaux.

II. PRODUCTION DE PÉTROLE ET DE GAZ

(A) Concession et forage en mer

En ce moment même, l’effet ultime du DL d’avril 2017 intitulé Implementing an America-First Offshore Energy Strategy (mise en œuvre d’une stratégie extracôtière donnant la priorité aux intérêts américains)⁵⁵, du président Trump (le DL de 2017) demeure incertain. L’article 5 du DL de 2017 modifie explicitement le libellé d’un mémorandum présidentiel datant de 2015, et de deux autres datant de 2016, donc pendant l’administration Obama. Cela, dans le but de limiter le retrait des concessions aux « zones du plateau continental extérieur désignées, à compter du 14 juillet 2008, comme sanctuaires marins en vertu du Marine Protection, Research, and Sanctuaries Act of 1972⁵⁶ » [traduction]. Auparavant, ces mémorandums avaient été retirés de l’examen futur des concessions pour les zones de planification suivantes : la zone de planification de la mer des Tchouktches, la zone de planification de la mer de Beaufort et certaines parties des zones de planification de l’Atlantique Nord et du centre de l’Atlantique (collectivement, la zone de retrait de la période Obama)⁵⁷.

En janvier 2018, le département de l’Intérieur des États-Unis (DOI) a réagi au DL de 2017 en publiant son projet visant à remplacer le programme national de concessions pétrolières et gazières 2017-2022 de l’administration Obama (2017-2022) pour le développement pétrolier et gazier sur le plateau continental extérieur (PCE) des États-Unis. En vertu de ce projet, toute la zone de retrait de l’ère Obama serait ouverte aux concessions, ce qui aurait pour effet ultime de faire passer de 6 % à environ 90 % les concessions en mer dans les eaux américaines⁵⁸.

En avril 2019, le DOI a temporairement suspendu le développement de ce projet de nouveau programme à la suite d’une décision de la Cour de district des États-Unis pour l’Alaska invalidant les dispositions du DL de 2017, parce que le DOI croyait que la décision pourrait probablement mener à une procédure d’appel prolongée « qui pourrait nuire » aux plans du DOI pour l’adjudication de concessions en blocs⁵⁹. Le DOI et l’administration Trump ont interjeté appel de la décision devant la Cour d’appel du neuvième circuit avec un mémoire préliminaire attendu le 5 septembre 2019. Étant donné que ce projet de programme envisage d’inclure des zones sous la protection de l’ère Obama, le DOI doit évaluer le processus d’appel et les résultats potentiels avant de tenter de faire progresser le projet de programme⁶⁰. Ce projet en est encore à la deuxième des cinq étapes réglementaires nécessaires à l’approbation du programme en vertu de l’Outer Continental Shelf Lands Act⁶¹ et de la NEPA. Ainsi, le programme du PCE de l’ère Obama 2017-2022 reste en vigueur.

L’expansion du forage en mer continue de faire face à l’opposition de la majorité des États côtiers. Selon une enquête récente du DOI, 23 des 32 gouverneurs et agences d’États côtiers potentiellement affectés par le projet de programme s’y opposent⁶². Depuis avril 2018, l’Oregon, New York, le Maine, le New Jersey, le Delaware, le Maryland, la Californie et la Floride ont adopté des lois limitant ou interdisant le forage en mer dans leurs eaux respectives qui se trouvent sous leur contrôle; des lois semblables sont en cours d’adoption au Connecticut, au New Hampshire et au Massachusetts.

De plus, la Chambre des représentants des États-Unis envisage de s’opposer à tout nouveau forage extracôtier par des dispositions à cet effet dans son projet de loi sur les dépenses⁶³. Certaines modifications adoptées et proposées interdiraient au DOI d’affecter une partie quelconque de son financement aux concessions pétrolières et gazières extracôtières⁶⁴. Le projet de loi n’est pas actuellement à l’étude au Comité des règles de la Chambre et a été soumis à l’examen de la Chambre⁶⁵.

Bien que le DOI ait insisté sur le fait qu’une adjudication aura lieu en 2019 pour les concessions de la Réserve faunique nationale de l’Arctique (RFNA), de telles ventes ont également été ciblées par les restrictions de dépenses proposées⁶⁶. Le forage dans la RFNA, auparavant interdit, a été autorisé dans le cadre de la réforme fiscale par l’administration Trump, en décembre 2017. Dans le cadre de cette réforme, le Congrès a ordonné au DOI de procéder à deux adjudications de concessions dans la RFNA, l’une dans les prochains quatre ans et la seconde d’ici sept ans⁶⁷. Toutefois, à ce jour, aucune adjudication n’a eu lieu⁶⁸.

En mai 2019, le Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE)⁶⁹ du DOI a terminé ses efforts de révision de la réglementation concernant la sécurité après l’incident Deepwater Horizon, avec la publication de la version finale du règlement intitulé Blowout Preventer Systems and Well Control Regulations (règlement sur les systèmes d’obturation et le contrôle des puits)⁷⁰. Celui-ci est entré en vigueur le 15 juillet 2019 et réglemente de façon générale l’équipement de contrôle des puits, les exigences en matière d’essais, d’inspection, et d’établissement de rapports, ainsi que les exigences ayant trait à la surveillance⁷¹.

En juin 2019, l’opposition au nouveau règlement sur le contrôle des puits s’est manifestée, malgré le fait que le secrétaire Bernhardt ait énoncé clairement que le règlement final visait à « assurer la sécurité publique et environnementale d’abord et avant tout, d’une manière sensée⁷² » [traduction]. Le 11 juin 2019, des groupes environnementaux ont intenté une action contre le BSEE devant la Cour de district des États-Unis, pour le district nord de la Californie⁷³. Les demandeurs soutiennent que ces changements dans la réglementation violent les garanties d’une procédure régulière, du fait que le BSEE n’aurait pas fourni d’explication suffisante concernant les effets de telles modifications sur la sécurité⁷⁴.

(B) Fracturation, forage et délivrance de permis

Développements au niveau fédéral

En juin 2019, la Californie a déposé une requête pour jugement sommaire, contestant ainsi les changements faits dans la réglementation de l’ère Obama par le Bureau of Land Management (BLM) du DOI des États-Unis⁷⁵. L’ancien règlement⁷⁶ visait à réglementer les activités de fracturation hydraulique sur les terres fédérales et tribales par souci de contamination de l’eau, d’intégrité des puits, de confinement et de récupération des fluides hydrauliques. Toutefois, ce règlement n’est jamais entré en vigueur en raison d’une suspension, en vertu d’une décision de la Cour de district des États-Unis pour le district du Wyoming et de ses changements subséquents par le BLM, lesquels sont en cause dans le présent litige⁷⁷. L’audition de la requête en jugement sommaire est prévue pour le 5 décembre 2019 – toute décision fera probablement l’objet d’un appel devant le neuvième circuit⁷⁸. La contestation de la Californie n’est pas la seule, puisqu’une coalition de groupes environnementaux a déposé une poursuite connexe contestant un tel démantèlement par le BLM, ainsi qu’une requête en jugement sommaire dans instance actuellement en cours⁷⁹.

En mai 2019, le dixième circuit a statué que le BLM avait violé la NEPA en omettant de tenir compte de l’augmentation du volume d’eau nécessaire pour les puits horizontaux et les opérations de fracturation, dans la délivrance des permis de forage de nouveaux puits de pétrole et de gaz dans la région du schiste de Mancos au Nouveau-Mexique (le schiste de Mancos)⁸⁰. Dans cette cause, le BLM avait publié un scénario de développement raisonnablement prévisible (SDRP) en 2014 (SDRP de 2014), qui estimait que 3 960 nouveaux puits de pétrole et de gaz (puits du SDRP de 2014) pourraient être creusés sur des terres fédérales dans le schiste argileux de Mancos, en cas d’exploitation du champ⁸¹. Les parties étaient en désaccord sur la question de déterminer s’il était possible que le forage des puits du SDRP de 2014, tels que représentés dans le SDRP, rendait raisonnablement prévisible le forage des puits du SDRP de 2014, ce qui nécessitait une analyse environnementale (AE) au titres de la NEPA en considération des milliers de puits du SDRP de 2014 pour seulement les quelques centaines⁸² de permis en question. Concluant que le BLM s’était lui-même fondé sur des SDRP dans ses propres analyses des impacts cumulatifs pour définir la portée des mesures « raisonnablement prévisibles », la cour a jugé que le SDRP de 2014 rendait le forage des puits du SDRP de 2014 « raisonnablement prévisible », exigeant ainsi l’examen des impacts cumulatifs dans les AE du BLM effectué pour les demandes de permis de forage ultérieures dans les schistes de Mancos⁸³.

Seulement six des permis en cause ont été examinés sur le fond – dont cinq ont été renvoyés par le tribunal à la cour de district avec instruction d’annuler les permis de forage et de renvoyer leurs AE respectives au BLM pour une analyse appropriée au titre de la NEPA⁸⁴. Le tribunal a confirmé la décision de la cour de district concernant la validité pour les quelque 300 autres, en raison du fait que le « dossier était clairement insuffisant » [traduction], ce qui a empêché le tribunal de les examiner sur le fond⁸⁵.

Développements au niveau des États

Aux mois de mai et juin 2019, nous avons vu les récentes interdictions de fracturation à l’échelle étatique. L’État de Washington a décrété une interdiction permanente⁸⁶ et l’Oregon a décrété un moratoire de cinq ans à compter du 17 juin 2019⁸⁷. Le Vermont, l’État de New York et le Maryland ont mis en place des interdictions; Washington et l’Oregon sont les quatrième et cinquième États à promulguer une interdiction de fracturer à l’échelle de l’État. Tout comme l’interdiction du Vermont, les interdictions de l’Oregon et de Washington sont surtout symboliques, étant donné l’absence d’exploitation pétrolière et gazière dans ces États⁸⁸. Enfin, bien que la Floride et le Nouveau-Mexique aient appuyé en partie de telles interdictions de fracturation, les interdictions proposées dans les deux États n’ont pas été adoptées lors de leur dernière session législative⁸⁹.

En janvier 2019, le gouverneur du New Jersey, Phil Murphy, a écrit une lettre à la Delaware River Basin Commission (DRBC) pour insister sur la nécessité de relancer les efforts visant à interdire la fracturation dans le bassin du fleuve Delaware (BFD)⁹⁰. La DRBC est composée de commissaires, parmi lesquels se trouvent des gouverneurs du Delaware, du New Jersey, de la Pennsylvanie et de l’État de New York, et un commandant du United States Army Corps of Engineers (USACE) représentant les intérêts fédéraux. La DRBC réglemente le territoire du BFD, lequel s’étend sur ces quatre États mentionnés, et il a commencé à envisager une interdiction de fracturer dans le BFD en 2017⁹¹. Toutefois, les efforts récents du commissaire Murphy vont au-delà d’une simple interdiction de fracturer – allant ainsi jusqu’à demander l’interdiction du stockage, du traitement et de l’élimination des déchets provenant des opérations de fracturation et d’exportation de l’eau du bassin versant pour toute opération de forage ayant lieu ailleurs⁹². L’interdiction proposée pourrait avoir des répercussions importantes sur l’exploration gazière en Pennsylvanie, car l’emplacement de la formation de schiste argileux de Marcellus a entraîné d’importantes activités de fracturation dans tout l’État, y compris dans les comtés du nord-est de l’État qui sont en bordure du BFD⁹³.

Le gouverneur de la Pennsylvanie, Tom Wolf, et le gouverneur du Delaware, John Carney, appuient eux aussi l’interdiction totale de fracturation hydraulique dans le bassin hydrographique, ainsi que l’interdiction de tout transfert d’eau associé aux activités de forage⁹⁴. Chaque commissaire dispose d’un droit de vote égal pour tous, et la plupart des décisions se prennent à la majorité des votes⁹⁵. Étant donné l’appui de trois des cinq membres qui sont en faveur d’une telle interdiction complète, un vote final sur la question pourrait approcher, bien qu’aucune date n’ait été fixée par la DRBC⁹⁶. Compte tenu de la quantité de pétrole et de gaz qui est produite en Pennsylvanie, la position du gouverneur Wolf est une source de préoccupation pour l’industrie. Toutefois, il semble que son appui en faveur d’une interdiction de la fracturation soit limité à la région BFD, et la portion pennsylvanienne du BFD n’est pas une région où d’importantes activités de fracturation ont lieu ou sont susceptibles d’avoir lieu dans le futur⁹⁷.

Alors que certains États ont imposé des interdictions au niveau du gouvernement étatique, d’autres se sont opposés à cette pratique au niveau des comtés. En décembre 2018, six comtés californiens – Monterey, San Benito, Santa Cruz, Mendocino, Alameda et Butte – ont interdit la fracturation⁹⁸. Contrairement aux cinq autres comtés de la Californie qui ont des interdictions de fracturation, les activités pétrolières et gazières se font importantes dans le comté de Monterey⁹⁹. Dans ce dernier comté, la loi portant sur l’interdiction de fracturation a été adoptée par scrutin, ce qui a attiré l’attention à l’échelle nationale et suscité une forte opposition de la part de l’industrie pétrolière et gazière. L’interdiction demeure toujours en vigueur, mais un appel est en cours pour contester l’interdiction de fracturation dans le comté¹⁰⁰. Tout comme le comté de Monterey, le comté de San Luis Obispo a d’importantes activités pétrolières et gazières¹⁰¹. Cependant, contrairement au comté de Monterey, les électeurs de San Louis Obispo ont rejeté une proposition visant à interdire la fracturation dans le comté en novembre 2018¹⁰².

En janvier 2019, la Californie a élu le gouverneur Gavin Newsom. Il a clairement exprimé sa position défavorable envers l’industrie pétrolière et gazière en refusant d’accepter les dons offerts dans le cadre de sa campagne et en se disant favorable à une interdiction de fracturation à l’échelle nationale¹⁰³. Toutefois, à ce jour, il n’a présenté aucun plan concret à cet effet, et l’État de la Californie n’est partie à aucun des litiges en cours concernant l’interdiction par les comtés. Depuis plus de 30 ans, la fracturation est utilisée en Californie dans le but de stimuler la production, et ce, sans causer aucun dommage à l’environnement¹⁰⁴. Toutefois, ce n’est que récemment, en septembre 2013, que cette pratique a commencé à être réglementée¹⁰⁵.

Les tribunaux des États producteurs continuent d’être saisis de litiges en matière de délits civils liés à la fracturation. Bien que la présumée sismicité induite (tremblements de terre) au centre de ces poursuites soit généralement attribuable aux puits d’injection, l’augmentation fulgurante d’eau usée qui est produite en raison des puits fracturés est considérée comme un facteur contributif possible¹⁰⁶. En 2018, sept poursuites ont été intentées contre des sociétés d’exploration énergétique au sujet de la sismicité induite – soit le même nombre qu’en 2017¹⁰⁷. Parmi les poursuites déclarées en 2018, quatre ont été intentées en Oklahoma, deux en Ohio et une au Texas et en Virginie-Occidentale. Quatre des réclamations déposées en 2018 sont toujours en instance devant les tribunaux de l’Oklahoma et du Texas, tandis que deux autres ont été réglées pour des montants non divulgués et une autre (réclamation d’un assureur) a été rejetée parce que son assuré avait déjà intenté une poursuite reflétant essentiellement les mêmes allégations¹⁰⁸. L’État de l’Oklahoma réglemente actuellement la vitesse et le volume de l’évacuation des eaux usées, par suite des problèmes de sismicité induite¹⁰⁹. Le Kansas a élaboré des mesures temporaires semblables, dans le but de réduire et d’étudier les effets de la réglementation sur le nombre croissant de tremblements de terre qu’il a observés, et a constaté une diminution de l’activité sismique par la suite¹¹⁰. Dans le contexte d’une augmentation spectaculaire de l’activité sismique dans le bassin Permien, des discussions réglementaires similaires au Texas ont fait surface à l’automne 2018¹¹¹. Bien qu’il n’y ait eu aucun développement récent sur cette question à la Texas Railroad Commission (TRC), le sujet est intéressant puisque toute restriction réglementaire accrue visant l’industrie pétrolière et gazière du Texas serait d’une importance considérable, étant donné que cet État est considéré comme l’un des plus producteurs dans le monde¹¹².

En avril 2019, le gouverneur du Colorado, Jared Polis, a signé le projet de loi sénatorial 19-181, qui modifie radicalement le cadre réglementaire pour les activités pétrolières et gazières dans l’État et qui apporte trois changements importants à la Loi antérieure : (1) il augmente le contrôle du gouvernement local; (2) il tient compte des questions de santé et de sécurité dans les décisions relatives à la délivrance de permis; et (3) il modifie les exigences relatives au remembrement, au forage et à la délivrance de permis¹¹³. Ce nouveau libellé précise que les administrations locales ont le pouvoir de réglementer le choix de l’emplacement, les répercussions sur les terres et les surfaces, ainsi que toutes les questions touchant à la nuisance occasionnée l’industrie, et permet désormais aux administrations locales de réglementer ou d’interdire complètement la fracturation sur leur territoire. Par ailleurs, le projet de loi a modifié l’Oil and Gas Conservation Act pour maintenant exiger que la Colorado Oil and Gas Conservation Commission (COGCC) « réglemente la mise en valeur et la production des ressources naturelles pétrolières et gazières […] d’une manière qui protège la santé, la sécurité et le bien-être du public¹¹⁴ » [traduction]. Auparavant, la Loi prévoyait simplement que le corps législatif « déclare qu’il est dans l’intérêt public de favoriser la mise en valeur et la production responsables et équilibrées des ressources naturelles pétrolières et gazières […] d’une manière compatible avec la protection de la santé, de la sécurité et du bien-être du public¹¹⁵ » [traduction]. Cette refonte semble empêcher la COGCC de reconnaître que l’intérêt public est servi en « favorisant le développement responsable et équilibré […] du pétrole et du gaz », pour plutôt déclarer que l’intérêt public est servi en exigeant que la Commission « réglemente » activement ce développement, donnant sans doute à la COGCC un pouvoir réglementaire accru¹¹⁶. Parmi plusieurs autres changements, le projet de loi modifie également la composition du COGCC en réduisant le nombre de membres de « l’industrie pétrolière et gazière » devant siéger à la Commission¹¹⁷.

En janvier 2018, la Colorado House a présenté un projet de loi qui, s’il avait été adopté, aurait exigé que les détenteurs de droits miniers (et/ou les autres parties concernées) soient payés « pour la valeur du droit minier » perdue et pour toutes dépenses ou tous dommages résultant de la décision d’une administration locale d’interdire la fracturation hydraulique ou « décrété un moratoire sur les activités pétrolières et gazières¹¹⁸ ». Cependant, le projet de loi a échoué.

III. SUBVENTIONNEMENT RÉGLEMENTAIRE DES INSTALLATIONS NUCLÉAIRES ET CHARBONNIÈRES

Les efforts des États et du gouvernement fédéral concernant le subventionnement des installations nucléaires et charbonnières se poursuivent à un rythme soutenu. Plusieurs États ont continué de subventionner les installations nucléaires en raison du fait que leurs émissions leurs atmosphériques sont nulles, tandis que d’autres ont cherché à préserver ou à soutenir les installations locales alimentées au charbon avec les emplois qu’elles créent. De concert avec le gouvernement fédéral, d’autres États ont quant à eux cherché à améliorer la résilience du réseau ou la sécurité énergétique, en appuyant les sources de production qui peuvent entreposer des approvisionnements en combustible à long terme sur place.

Les programmes de soutien sélectif non renouvelable sont apparus au premier plan en 2016, lorsque des États comme New York et l’Illinois ont décidé de verser des paiements aux producteurs nucléaires qui risquaient autrement de fermer leurs portes en raison des faibles prix de l’électricité sur les marchés de gros, en particulier lorsque la perte des infrastructures compromettrait les politiques des États en matière d’émissions de GES, de climat ou de qualité de l’air, et d’autres objectifs environnementaux. Ces programmes fonctionnent généralement au moyen de crédits ou de certificats zéro émission créés par les zones d’exploitation contrôlée (ZEC) pour chaque mégawattheure d’électricité produit par les installations nucléaires et, dans certains cas, par certaines énergies renouvelables. Le mouvement en faveur du soutien aux centrales nucléaires ou charbonnières sans lien explicite avec les attributs environnementaux est plus récent et a reçu un appui solide de la part de l’administration Trump. Malgré les succès peu nombreux au niveau fédéral, des expansions ont eu lieu au niveau des États.

(A) Développements au niveau des États

Dans une décision rendue le 27 septembre 2018, la Cour d’appel du deuxième circuit des États-Unis a décidé que le programme de la ZEC de New York était conforme à la Constitution¹¹⁹. Le tribunal a comparé le programme de New York – qui fonde initialement les prix de la ZEC sur le coût social du carbone, sous réserve d’une modification au cours des années subséquentes en fonction des prévisions de prix des gros de l’énergie – avec le régime du contrat pour différences qui est en litige dans Hughes v Talen Energy Marketing LLC (Hughes)¹²⁰. Le tribunal a fait valoir que le programme de New York, contrairement à celui dans Hughes, n’exigeait pas qu’un bénéficiaire de la ZEC participe aux marchés de gros assujettis à la FPA de la FERC¹²¹. De plus, il a constaté que tout effet à la baisse sur les prix de la capacité sur les marchés de gros sous réglementation fédérale, qui se produit lorsque les installations nucléaires appuyées par la ZEC continuent de vendre de la capacité (plutôt que de fermer), est accessoire et ne suscite pas de préoccupations quant à la préemption du fédéral¹²². De même, les réclamations des demandeurs en matière de préemption en cas de conflit n’étaient pas recevables pour avoir omis d’indiquer les « dommages évidents » aux objectifs fédéraux du programme, à la lumière du double système de réglementation fédéral-État établi dans la FPA¹²³, qui est conçu pour permettre aux États de surveiller différents facteurs comme la production d’électricité. Le tribunal a conclu que les plaignants n’avaient pas la qualité nécessaire pour invoquer leur clause de commerce inactif¹²⁴. La Cour suprême des États-Unis a rejeté une pétition ultérieure pour certiorari en avril 2019¹²⁵.

Le programme des ZEC de l’Illinois a également échappé à l’examen de la Cour d’appel du septième circuit des États-Unis dans une décision rendue le 13 septembre 2018¹²⁶. Le septième circuit exposait les différences entre le programme de l’Illinois – qui exige que les installations nucléaires produisent de l’électricité, mais ne dicte pas la façon dont la production de la centrale est vendue – et la subvention non admissible dans Hughes, qui obligeait le bénéficiaire à soumissionner à une vente aux enchères de capacité interétatique, à un prix qui aurait amené l’installation à autoriser cette vente et donc à vendre sur le marché¹²⁷. La cour a également rejeté les arguments des demandeurs concernant les violations alléguées de la clause de commerce inactif, déclarant que l’absence de préjudice manifeste au commerce interétatique de la part du programme ZEC, combinée à la disposition expresse de la FPA sur la réglementation étatique de la production « fait échec à toute contestation constitutionnelle […]¹²⁸ » [traduction]. Au cours de la séance d’information, l’organisme a demandé l’avis de la FERC; l’organisme a expliqué qu’il considérait que le programme de l’Illinois n’empiétait pas sur la compétence de la FERC en vertu de la FPA¹²⁹. La Cour suprême des États-Unis a refusé d’accorder un certiorari aux demandeurs dans cette affaire également¹³⁰.

Le New Jersey a adopté une loi en mai 2018 qui identifiait l’énergie nucléaire comme « une composante essentielle du portefeuille d’énergie propre de l’État […]¹³¹ » [traduction], et a observé que plusieurs installations nucléaires risquaient d’être mises hors service pour des raisons économiques¹³². La Loi a établi un programme de « certificat zéro émission », qui sera supervisé par le Board of Public Utilities (BPU) de l’État. La Loi plafonne le nombre de ZEC à l’équivalent de 40 % du nombre total de mégawattheures distribués par les services publics d’électricité dans l’État en 2017¹³³. Les services publics d’électricité réglementés par l’État doivent acheter leur part proportionnelle des ZEC¹³⁴, et tous les coûts recouvrés au moyen d’une redevance non évitable sont ajoutés aux tarifs de détail¹³⁵. Dans une ordonnance du 18 avril 2019, le BPU a déterminé que les trois unités nucléaires restantes dans le New Jersey – les unités 1 et 2 de la centrale PSEG de Salem (environ 2 300 mégawatts (MW), combinés) et la centrale PSEG de Hope Creek (environ 1 200 MW) – seraient admissibles au programme ZEC, malgré les conclusions du personnel du BPU, qui a conclu qu’aucune des unités n’était exposée à un risque financier de fermeture¹³⁶. Le BPU a outrepassé son personnel et a déterminé qu’il était tenu par la Loi d’inclure les risques opérationnels et liés au marché dans son processus décisionnel, ce qui a fait pencher la balance en faveur de l’admissibilité des producteurs¹³⁷.

En 2008, le Connecticut a mené un appel d’offres pour de l’approvisionnement sans carbone. L’appel d’offres a été lancé en partie en vertu du Public Act 17-3, dans laquelle les organismes d’État ont évalué l’état économique actuel et prévisionnel des installations de production d’énergie nucléaire dans la zone desservie par l’opérateur de système indépendant (OSI) ISO New England Inc. (ISO-NE), ainsi que les répercussions possibles du retrait de ces installations, ce qui concerne des questions comme les marchés et la fiabilité énergétiques, les mandats relatifs aux émissions de GES, l’économie de l’État et de la région¹³⁸. À la suite de cette évaluation et d’évaluations antérieures, les autorités du Connecticut ont constaté que la centrale de Millstone de 2 100 MW, la seule installation nucléaire en exploitation au Connecticut, risquait d’être mise hors service après le 1er juin 2023¹³⁹.

Le département de l’Énergie et de la Protection de l’environnement du Connecticut a annoncé les soumissionnaires retenus en décembre 2018¹⁴⁰, qui concluront des contrats à long terme avec des entreprises de distribution d’électricité réglementées par l’État. Millstone s’est taillé la part du lion : pendant les dix premières années du programme, elle représentera environ 77 % des mégawattheures achetés annuellement¹⁴¹. La deuxième part en importance a été accordée à la centrale de Seabrook, appartenant à NextEra Energy et alimentée au combustible nucléaire (située près de Portsmouth, au New Hampshire), qui a reçu environ 16 % de l’allocation annuelle moyenne d’énergie du programme pendant une période de huit ans¹⁴². Les 7 % restants ont été attribués à plusieurs projets d’énergie éolienne, solaire et solaire-plus-stockage, chacun d’entre eux ayant obtenu un contrat de 20 ans¹⁴³.

Le 23 juillet 2019, l’Ohio a adopté une loi pour appuyer l’énergie nucléaire, ainsi que certaines centrales au charbon. Contrairement aux mesures examinées ci-dessus, ces subventions ne sont pas liées à des caractéristiques environnementales¹⁴⁴. La Loi établit un « fonds pour la production d’énergie nucléaire¹⁴⁵ » de 150 millions de dollars par an, financé par des redevances perçues auprès des clients des services publics de distribution d’électricité de l’État¹⁴⁶, et versées aux exploitants de centrales nucléaires dans le cadre d’un programme de « crédit ressources nucléaires » basé sur les mégawattheures produits, avec un prix initialement fixé à neuf dollars le mégawattheure¹⁴⁷. Pour être admissible à la subvention, l’exploitant d’une centrale doit avoir une place d’affaires principale et une « présence importante » dans l’Ohio¹⁴⁸. Concrètement, le programme profite à la FirstEnergy Solutions Corp. d’Akron, en Ohio, et à la First Energy Nuclear Operating Company, qui sont actuellement impliquées dans des procédures de faillite et qui possèdent et exploitent, respectivement, les deux centrales nucléaires en exploitation en Ohio, soit Davis Besse de 900 MW et Perry de 1 200 MW. La Loi comprend également des dispositions autorisant l’imposition de frais non évitables aux clients des services de distribution d’électricité pour financer le recouvrement des coûts de certaines « ressources de production existantes » appartenant à l’Ohio Valley Electric Corporation (OVEC)¹⁴⁹. La mesure entrera en vigueur le 22 octobre 2019¹⁵⁰.

Le 8 mars 2019, le Wyoming a approuvé le dossier sénatorial 159¹⁵¹, qui exige que tout service public compétent fasse un effort de bonne foi pour vendre une centrale au charbon avant qu’elle puisse être mise hors service¹⁵². Il oblige également le service public vendeur à accepter une offre raisonnable pour l’installation et à conclure la vente d’une telle installation à moins que des raisons indépendantes de sa volonté ne l’en empêchent¹⁵³. En l’absence d’un tel processus de tentative de vente, le service public n’a pas le droit de recouvrer les gains sur les coûts en capital de toute unité de remplacement dans ses tarifs¹⁵⁴. Les services publics d’électricité de compétence étatique sont alors tenus d’acheter de l’électricité produite par une centrale au charbon qui a été vendue et achetée selon le processus prévu par la mesure¹⁵⁵. La Loi est entrée en vigueur le 1er juillet 2019.

L’Assemblée générale de la Pennsylvanie a examiné, mais n’a pas adopté, des mesures visant à soutenir les centrales nucléaires du Commonwealth en 2019. Les mesures proposées visaient à inclure la production d’énergie nucléaire comme ressource admissible à un nouveau niveau III de la norme du Commonwealth sur le portefeuille énergétique qui comporte actuellement deux niveaux¹⁵⁶. Les mesures auraient imposé une exigence correspondante d’achat de crédit aux services publics de distribution d’électricité et aux fournisseurs de production d’électricité de l’État¹⁵⁷. Les propositions n’ont pas été retenues par le comité, que ce soit à la Chambre ou au Sénat. Peu après l’échec de ces mesures, Exelon Corporation a annoncé son intention de fermer l’unité restante de la centrale nucléaire de Three Mile Island, située au sud-est de la capitale de la Pennsylvanie, Harrisburg, avant le 30 septembre 2019¹⁵⁸. FirstEnergy Solutions Corp. avait déjà annoncé son intention de mettre hors service sa centrale électrique de Beaver Valley, située à Shippingport, en Pennsylvanie¹⁵⁹.

L’Assemblée législative du Montana a adopté un projet de loi pour appuyer l’achat (par un copropriétaire actuel d’un service public) et la poursuite de l’exploitation d’une partie de la centrale au charbon Colstrip au printemps 2019¹⁶⁰. La mesure aurait : (1) permis le recouvrement des coûts engagés par la centrale électrique et l’assainissement de l’environnement pour la capacité achetée; (2) interdit de mettre hors service les centrales au charbon de l’État (pas seulement à Colstrip) avant la fin de leur période de dépréciation, sauf sur approbation de la Montana Public Service Commission; et (3) prévu l’acquisition et le recouvrement des coûts pour une installation clé de transport électrique interconnectée. La mesure a été adoptée par le Sénat du Montana, mais a échoué à la Chambre¹⁶¹.

(B) Développements au niveau fédéral

Au niveau fédéral, les efforts pour subventionner le charbon et l’énergie nucléaire ont été largement infructueux. Ces efforts ont culminé en 2018 et ont depuis diminué en fréquence et en intensité.

En janvier 2018, la FERC a rejeté une proposition du DOE visant à promulguer des règles dites de « résilience du réseau », en vertu de l’article 403 rarement utilisé de la Department of Energy Organization Act¹⁶². La proposition du DOE indiquait que les installations de réserve du combustible (définies comme étant les installations ayant 90 jours ou plus d’approvisionnement de combustible sur place) étaient systématiquement sous-évaluées dans les marchés de gros organisés de l’électricité et que, par conséquent, la FERC devait agir rapidement pour promulguer des règles du marché qui « valoriseraient pleinement » la résilience et la fiabilité des installations ayant un approvisionnement sur place de combustible¹⁶³. La FERC a reçu et examiné les plaidoiries de centaines de parties intéressées, notamment des producteurs d’électricité, des sociétés minières, des législateurs, des utilisateurs industriels d’énergie, des organismes de réglementation des États, des fournisseurs des industries du charbon et du nucléaire, des groupes environnementaux et autres.

La FERC a déterminé que la proposition du DOE et les procédures connexes n’avaient pas réussi à démontrer que les tarifs actuels du marché de l’énergie n’étaient pas justes et raisonnables, comme l’exige l’article 206 de la Loi¹⁶⁴. De même, selon la FERC, les actions n’ont pas réussi à établir que la proposition du DOE était en soi juste et raisonnable, et non indûment discriminatoire ou préférentielle¹⁶⁵. En arrivant à cette dernière conclusion, la FERC a fait observer que l’exigence de 90 jours de combustible sur place semblait « ne permettre qu’à certaines ressources d’être admissibles […] à l’exclusion d’autres ressources qui pourraient avoir des caractéristiques de résilience¹⁶⁶ » [traduction]. Dans le même ordre d’idées, la FERC a amorcé une nouvelle procédure (dans le dossier AD18-7-000) pour examiner les mesures déjà prises par les organismes de transport régionaux (OTR) et les OSI afin d’améliorer la résilience de leurs réseaux respectifs. Plusieurs parties ont demandé une nouvelle audience de l’ordonnance de la FERC du 8 janvier 2018; ces demandes demeurent en suspens. Entre-temps, la FERC a constitué un dossier important dans le dossier AD18-7-000, concernant les efforts de l’OTR et de l’OSI pour améliorer la résilience. Cependant, elle n’a, à ce jour, entrepris aucune procédure pour que des exigences nouvelles ou modifiées soit imposées en réponse.

En mars 2018, dans une affaire distincte, mais connexe, FirstEnergy Solutions Corp. a demandé au département de l’Énergie de rendre une ordonnance d’urgence en vertu de l’alinéa 202(c) de la FPA, afin d’obliger la PJM Interconnection, L.L.C. (la PJM) à conclure des contrats avec des centrales nucléaires et charbonnières à risque afin de maintenir la stabilité du réseau électrique, en contrepartie des « avantages complets » qui en découlent¹⁶⁷. Cette demande est survenue un jour après que FirstEnergy Solutions Corp. ait annoncé son intention de retirer ses trois centrales nucléaires¹⁶⁸. Au moment actuel, le DOE n’a toujours pas donné suite à la demande de FirstEnergy Solutions Corp. et semble peu susceptible de le faire. La demande d’invoquer l’alinéa 202(c) était sans précédent, alors que cet article a toujours été utilisé pour des demandes temporaires, liées à la fiabilité, afin de continuer à exploiter des centrales électriques devant être mises hors service (en particulier des installations exploitables pour des raisons environnementales)¹⁶⁹ ou pour interconnecter temporairement des réseaux de transport et/ou de distribution en cas d’urgence, par exemple après un ouragan¹⁷⁰. Quelques jours après avoir présenté sa demande 202(c), FirstEnergy Solutions Corp, ses filiales et la FirstEnergy Nuclear Operations Company se sont placées sous la protection de la loi sur les faillites¹⁷¹.

Les efforts de l’administration Trump pour soutenir la production de charbon et la production nucléaire semblaient avoir atteint un point culminant à la mi-2018. En effet, ce qui était apparemment un projet de mémorandum présidentiel proposant une « réserve stratégique de production d’électricité » a fui du DOE et a révélé de possibles plans pour utiliser l’autorité d’urgence, en vertu de la Defense Production Act de 1950, pour donner des ordres aux opérateurs de systèmes exigeant d’eux qu’ils donnent la priorité aux installations avec des approvisionnements en combustible sur place, ainsi qu’aux installations essentielles aux infrastructures de défenses et aux infrastructures indispensables¹⁷². L’ébauche du mémorandum envisageait aussi, semble-t-il, l’utilisation des pouvoirs conférés par l’alinéa 202(c)¹⁷³. Ce mémorandum provisoire n’a pas encore donné lieu à des changements programmatiques marquants au département de l’Énergie, ni à la création de la réserve stratégique de production d’électricité. Le concept de réserve stratégique a toutefois refait surface dans l’Economic Report of the President (rapport économique du président) de mars 2019, bien que de manière brève¹⁷⁴. Des déclarations plus récentes du secrétaire à l’Énergie, Rick Perry, suggèrent que la réflexion de l’administration a changé sur ce sujet. En juin 2019, il a déclaré lors d’un rassemblement de participants et d’observateurs de l’industrie de l’énergie que les efforts d’administration ont peu progressé depuis la mi-2018 et que les mesures à prendre à cette fin doivent venir de la FERC ou des États¹⁷⁵.

IV. L’ADMINISTRATION TRUMP POURSUIT SES EFFORTS POUR METTRE FIN AU CAP DU PRÉSIDENT OBAMA

Au cours de 2018 et au début de 2019, l’administration Trump a poursuivi ses efforts pour mettre fin au Climate Action Plan (plan d’action sur le climat – CAP)¹⁷⁶ de l’ère Obama et a pris des mesures importantes pour mettre en œuvre les changements annoncés dans le DL 13783¹⁷⁷ du président Trump, qui visait à éliminer les exigences réglementaires sur le développement énergétique national.

(A) Abrogation du CPP et remplacement par la règle ACE

L’EPA a établi trois règles distinctes en juin 2019. Premièrement, l’EPA a abrogé le Clean Power Plan (plan sur l’énergie propre – CPP) de l’ère Obama, ce qui pourrait rendre le litige entourant la contestation du CPP théorique. De nombreux États et intervenants de l’industrie ont demandé le rejet de leurs contestations dans le circuit du D.C., une décision à laquelle l’EPA a souscrit. Le tribunal n’a pas encore statué sur les requêtes en instance et il n’est pas clair si les parties s’y opposeront.

Deuxièmement, l’EPA a établi l’Affordable Clean Energy Rule (règle sur l’énergie propre abordable – règle ACE) en remplacement du CPP. La règle ACE démontre la vision actuelle, plus limitée, de l’EPA quant à son pouvoir de réglementer les émissions provenant de sources existantes. La règle ACE offre une plus grande souplesse réglementaire, transférant une plus grande responsabilité aux États d’élaborer et de mettre en œuvre des normes de rendement pour les unités de production d’électricité (UPE) existantes.

L’EPA a conclu que les mesures d’amélioration du rendement thermique constituaient le meilleur système de réduction des émissions (MSRE) pour les UPE alimentées au charbon; la règle ACE fournit une liste d’améliorations que les États doivent évaluer afin d’élaborer un plan comprenant des normes spécifiques aux unités pour les sources réglementées dans cet État. Bien qu’il soit peu probable que la nouvelle règle réduise les émissions de CO₂ dans la même mesure que celle prévue par le CPP, certaines entités réglementées pourraient avoir d’autres exigences de conformité parce que la règle exige que les mesures de réduction des émissions soient mises en œuvre à la source même et empêche le calcul de la moyenne ou l’échange entre les secteurs pour atteindre un objectif global établi de réduction des émissions.

Troisièmement, l’EPA a révisé son règlement d’application de l’alinéa 111(d) de la Clean Air Act¹⁷⁸, pour y inclure des lignes directrices sur les normes de rendement pour les émissions continues et futures des sources existantes. Les révisions portent en grande partie sur le processus permettant aux États d’obtenir l’approbation de leurs plans par l’EPA en vertu de la règle ACE. Les États ont maintenant trois ans pour soumettre leurs plans à l’EPA pour examen.

Bien qu’à l’origine, l’EPA avait prévu d’apporter des révisions à son nouveau règlement d’examen des sources en même temps qu’elle prenait des mesures pour abroger et remplacer le CPP, l’agence a annoncé qu’elle adopterait plutôt une réglementation distincte pour tenir compte des nouvelles sources à une date ultérieure.

De nombreux États et villes ont déjà contesté l’abrogation du CPP et la règle ACE, et on peut s’attendre à d’autres contestations, ce qui entraînera une longue bataille juridique sur les règlements et prolongera le climat d’incertitude réglementaire régnant actuellement.

(B) Directives de la NEPA sur le climat et le coût social du carbone

En réponse au DL 13783, le Conseil sur la qualité de l’environnement de la Maison-Blanche a publié un projet de directives pour remplacer les directives de l’ère Obama de 2016 destinées aux organismes fédéraux, portant sur la façon d’intégrer l’analyse des changements climatiques et des émissions de GES dans le processus de révision de la NEPA; il invite le public à formuler ses observations avant de rédiger le document final¹⁷⁹. En plus de proposer d’atténuer considérablement les orientations actuelles, le principal changement consiste à préciser que les organismes n’ont pas besoin d’inclure l’analyse des coûts-avantages monétaires en utilisant les estimations du coût social du carbone pour les décisions qui concernent leurs projets.

(C) Normes d’économie de carburant pour les automobiles

L’EPA et la National Highway Traffic Safety Administration (NHTSA) ont annoncé le projet de règlement Safer Affordable Fuel-Efficient Vehicles (véhicules écoénergétiques abordables et plus sécuritaires – SAFE)¹⁸⁰, dans lequel les organismes ont proposé une série de mesures, dont le gel des normes d’économie moyenne de carburant (NEMC) et d’émissions de CO₂ des véhicules légers et utilitaires fabriqués entre 2021 et 2026 au niveau 2020. Dans ce qui est susceptible d’être perçu comme une mesure controversée, le règlement propose d’annuler l’exemption de préemption de la Californie en vertu de la CAA pour ses exigences en matière de GES et de véhicules sans émissions, en faveur de l’établissement d’une norme nationale unique pour les émissions de GES. L’annulation de cette dérogation affecterait considérablement la Californie et les 13 États qui ont adopté ses normes. La justification de cette annulation par les organismes est en grande partie fondée sur la nécessité pour l’industrie automobile de développer et de commercialiser des véhicules en réponse à la demande des consommateurs plutôt qu’aux exigences réglementaires. Ford, Volkswagen, Honda et BMW ont récemment signé pour poursuivre leurs efforts de réduction des émissions et d’augmentation de l’économie de carburant jusqu’aux niveaux de l’ère Obama, malgré le démantèlement réglementaire proposé. Si cette partie de la règle proposée est adoptée, elle sera inévitablement contestée.

V. STOCKAGE D’ÉNERGIE

(A) Règle fédérale sur le stockage

Le 15 février 2018, la FERC a publié une règle finale, l’ordonnance no 841¹⁸¹ (Electric Storage Participation in Markets Operated by Regional Transmission Organizations and Independent System Operators [participation des installations de stockage d’électricité aux marchés exploités par les organismes de transport régionaux et les opérateurs de systèmes indépendants]), traitant des ressources de stockage sur le territoire des OTR/OSI. Cette règle établit en grande partie un cadre fédéral qui fixe un calendrier et définit un ensemble d’exigences, afin que les exploitants de réseaux régionaux puissent établir des règles spécifiquement adaptées aux atouts et aux besoins uniques de leur territoire.

L’ordonnance n° 841 supprime les obstacles à la participation des installations de stockage sur divers marchés de gros, comme les marchés de capacité, d’énergie et de services auxiliaires. Elle exige que les OTR/OSI modifient leurs tarifs, afin de développer un modèle de participation qui intègre davantage le stockage dans les marchés, en tenant compte des caractéristiques physiques et opérationnelles des infrastructures de stockage. De plus, l’ordonnance n° 841 définit une ressource de stockage d’électricité comme « une ressource capable de recevoir l’énergie du réseau et de la stocker en vue d’une injection ultérieure d’énergie électrique dans le réseau¹⁸² ». De plus, l’ordonnance no 841 stipule que ces ressources doivent payer le prix marginal de gros pour l’énergie électrique qu’elles achètent aux OTR/OSI et qui est ensuite revendue sur le marché des OTR/OSI.

L’ordonnance no 841 exige que les révisions tarifaires des OTR/OSI comprennent
ce qui suit :

• S’assurer que les ressources de stockage utilisant le modèle de participation des OTR/OSI sont admissibles pour fournir toute la capacité, l’énergie et les services auxiliaires qu’elle est techniquement capable de fournir;
• Veiller à ce que les ressources de stockage, dans le cadre du modèle de participation, puissent être expédiées et fixer le prix de compensation du marché de gros en tant que vendeur en gros et acheteur en gros;
• Tenir compte des caractéristiques physiques et opérationnelles des ressources de stockage par le biais de paramètres d’appel d’offres ou d’autres moyens;
• Fixer une taille minimale pour la participation des ressources de stockage aux marchés d’OTR/OSI, qui ne doit pas excéder 100 kW¹⁸³.

Cette ordonnance fait actuellement l’objet d’un appel devant la Cour d’appel de circuit des États-Unis du circuit du D.C.¹⁸⁴ Les appelants demandent une révision du pouvoir de la FERC de gérer les ressources de stockage d’énergie qui sont reliées au niveau de la distribution ou sur place, derrière le compteur au détail. Les appelants soutiennent en grande partie que la FERC a outrepassé les pouvoirs que lui confère la FPA en s’immisçant sur le marché du stockage de l’énergie au niveau de la distribution locale de l’électricité, ce qui a été considéré exclusivement comme un problème d’État.

L’ordonnance no 841 exigeait que tous les OTR/OSI déposent un tarif de conformité au plus tard le 3 décembre 2018, avec une date d’entrée en vigueur au 3 décembre 2019, qui incorporait les changements prescrits¹⁸⁵. Tous les OTR/OSI assujettis à la compétence de la FERC ont déposé leurs projets de tarifs modifiés et attendent l’approbation de la FERC.

(B) Développements au niveau des États

Plusieurs États ont adopté une approche active d’utilisation des ressources de stockage. En plus de l’énergie solaire+stockage et de l’énergie éolienne+stockage, certains États envisagent d’élaborer une norme de pointe propre (NPP), un outil stratégique conçu pour accroître les ventes de kilowattheures à partir de ressources de pointe propres durant les périodes de pointe du réseau. Voici quelques faits saillants récents au niveau des États.

Colorado

En mars 2018, le Colorado a adopté une nouvelle loi qui exigeait que la Colorado Public Utilities Commission (CPUC) commence à élaborer des règles permettant l’installation, l’interconnexion et l’utilisation des systèmes de stockage par les clients des services publics. Cette nouvelle loi édicte que les clients de services d’électricité ont le droit d’installer, d’interconnecter et d’utiliser des systèmes de stockage sans restriction ou réglementation inutile, et sans tarifs ou frais discriminatoires. De plus, une deuxième loi récente ordonne au CPUC d’élaborer des règles pour intégrer les ressources de stockage dans le processus de planification. Cette règle a été adoptée en octobre 2018 et la règle définitive a été publiée en décembre 2018¹⁸⁶. Pendant la période d’élaboration de la réglementation, la loi autorisait les services publics à présenter une demande pour des projets de stockage au tarif d’une capacité maximale de 15 MW.

Massachusetts

En août 2018, le Massachusetts est devenu le premier État à adopter une NPP. Elle exige qu’un pourcentage minimal des ventes de kilowattheures provienne de ressources de pointe propres pendant la période de pointe du réseau¹⁸⁷. Le département des Ressources énergétiques du Massachusetts travaille actuellement sur l’élaboration d’un règlement pour mettre en œuvre cette nouvelle norme. Les réponses aux questions posées par le département étaient attendues le 5 février 2019. Le département a publié sa proposition le 2 avril 2019 avec les premiers commentaires attendus le 12 avril 2019. Aucune règle définitive n’a été publiée.

New Jersey

En mai 2018, le New Jersey est devenu le premier État de la PJM à fixer un objectif de stockage non contraignant, mais motivant pour les services publics de l’État. Le New Jersey s’est fixé un objectif de 600 MW de stockage d’ici 2021 et de 2 000 MW d’ici 2030, ce qui en fait l’un des objectifs les plus ambitieux aux États-Unis¹⁸⁸. La nouvelle loi exige que le New Jersey Board of Public Utilities (BPU) effectue une analyse de la façon dont les ressources de stockage peuvent profiter aux contribuables et qu’il prépare un rapport dans un délai d’un an. L’analyse doit également tenir compte de la nécessité d’intégrer les ressources énergétiques décentralisées dans le réseau de distribution.

Nouveau-Mexique

En 2015, le Nouveau-Mexique a publié un nouveau plan énergétique complet qui recommandait, entre autres choses, de « promouvoir le Nouveau-Mexique comme ‘l’endroit’ où développer et tester les technologies de stockage d’énergie » et de « poursuivre les projets de développement et de démonstration de technologies de stockage de l’énergie comme les batteries avancées et les systèmes à volant et hydrauliques¹⁸⁹ ». Puis, en février 2017, de sa propre initiative, la Commission de réglementation publique du Nouveau-Mexique a adopté un règlement sur l’inclusion du stockage dans les plans de ressources intégrés. Plus récemment, en mars 2019, l’Assemblée législative du Nouveau-Mexique a adopté un projet de loi qui, s’il est adopté, obligera tous les services publics réglementés à produire 100 % de leur électricité à partir de sources sans carbone d’ici 2045. Pour atteindre cet objectif, on estime que le Nouveau-Mexique devrait multiplier par cinq sa capacité de production d’énergie renouvelable, ce qui nécessitera une capacité de stockage supplémentaire.

Caroline du Nord

Energy Intelligence Partners (EIP) a développé une NPP qui se concentre sur l’optimisation des ressources de stockage en Caroline du Nord. Bien que la Caroline du Nord n’ait pas encore adopté la NPP proposée par EIP, la NPP axée sur le stockage d’énergie s’appliquerait aux trois principaux détaillants d’électricité et proposerait de satisfaire 5 % de la charge de pointe de leur réseau d’ici 2025 et 10 % de la charge de pointe de leur réseau en 2028.

Texas

En février 2018, la Public Utility Commission of Texas (PUCT) a entamé une procédure de réglementation intitulée « Rulemaking to Address the Use of Non-Traditional Technologies in Electric Delivery Service » (établissement de règlements sur l’utilisation de technologies non traditionnelles dans les services de distribution d’électricité)¹⁹⁰. Le but de cette réglementation est d’examiner si les sociétés de transport et de distribution au Texas peuvent posséder des ressources de stockage. En vertu de la Loi du Texas, les sociétés de transport et de distribution demeurent entièrement réglementées par la PUCT et ne sont pas autorisées à posséder ou à exploiter des ressources de production. En raison de la double nature des installations de stockage, qui à la fois produisent et consomment de l’énergie, la PUCT a entamé l’élaboration de la réglementation en vue de solliciter les commentaires du public et d’étudier plus en profondeur la manière dont les ressources de stockage peuvent être utilisées. Ce processus est toujours en cours, avec des commentaires publics soumis en novembre 2018 et aucune date claire pour une décision de la PUCT. Pour démontrer la complexité de cette question, les commentaires déposés dans le cadre de l’élaboration de la réglementation étaient partagés quant à la question de savoir si une société de transport et de distribution au Texas pouvait posséder des ressources de stockage.

En janvier 2019, dans le cadre de son rapport sur la concurrence sur les marchés de l’électricité présenté à l’Assemblée législative du Texas¹⁹¹, la PUCT a demandé de l’aide pour déterminer si les sociétés de transport et de distribution appartenant à des investisseurs au Texas pouvaient posséder des ressources de stockage. La session législative de 2019 s’est achevée sans clarification de la part de l’Assemblée législative du Texas.

VI. MARCHÉS DE LA CAPACITÉ

L’un des défis les plus difficiles auxquels la FERC a dû faire face au cours des dernières années a été de gérer la tension entre, au fédéral, l’acquisition de ressources de production par le biais de marchés de gros concurrentiels et au niveau étatique, les décisions qui sont prises pour subventionner certaines de ces ressources, mais pas toutes. Étant donné que ces subventions de l’État – par exemple, les crédits d’énergie renouvelable (CER) pour les ressources renouvelables et les ZEC pour les générateurs nucléaires – fournissent des sources de revenus supplémentaires pour la production d’électricité, les ressources qui les reçoivent peuvent réduire leurs offres sur les marchés de gros et ont donc un avantage concurrentiel par rapport aux ressources non subventionnées. La FERC et certains OTR et OSI ont déployé de nombreux efforts de grande envergure pour régler ce problème.

En 2018, ISO-NE a déposé une proposition visant à restructurer la capacité de son marché, afin de permettre l’entrée sur le marché de ressources subventionnées par l’État, tout en atténuant les préoccupations liées à la concurrence et aux répercussions sur les ressources non subventionnées. Cette proposition, appelée enchères concurrentielles avec ressources politiques parrainées (ECRPP), consistait à scinder les enchères de capacité de l’ISO-NE en deux étapes¹⁹². Dans un premier temps, l’ISO-NE appliquerait une règle de prix d’offre minimum (RPOM) aux nouvelles ressources de capacité cherchant à entrer sur le marché, leur imposant d’offrir à un prix plancher ou supérieur déterminé par type de ressource¹⁹³. Dans un deuxième temps, les ressources existantes qui ont passé la première étape peuvent présenter une offre de retrait permanent, pour voir si une ressource subventionnée par l’État qui n’a pas passé la première étape est prête à racheter l’obligation de fourniture de capacité de la ressource existante, permettant ainsi à la ressource subventionnée par l’État de pénétrer avec succès sur le marché à terme de capacité¹⁹⁴. Le 9 mars 2018, la FERC a accepté la proposition d’ECRPP d’ISO-NE par un vote controversé de 3 contre 2, au cours duquel trois des cinq commissaires ont fait des déclarations favorables ou dissidentes¹⁹⁵. Plusieurs parties ont demandé une nouvelle audience de l’ordonnance de la Commission et, au moment de la rédaction du présent rapport, la FERC n’avait pas encore donné suite à ces demandes de nouvelle audience.

Un mois après l’ordonnance d’ECRPP de la FERC, la PJM a déposé sa propre demande pour examiner l’incidence des ressources subventionnées par l’État sur le marché de la capacité de la PJM. Le dépôt de la PJM présentait deux propositions de rechange, mutuellement exclusives à la FERC. La première proposition consistait en un système d’enchères en deux étapes dans lequel la première étape serait utilisée pour déterminer quelles ressources seraient soumises à des obligations de fourniture de capacité, alors que la deuxième étape fixerait le prix de capacité des ressources sélectionnées après ajustement des offres soumises par les ressources subventionnées par l’État¹⁹⁶. La deuxième des deux propositions de la PJM consistait à élargir la RPOM existante de la PJM pour appliquer un prix plancher à certaines ressources subventionnées par l’État, mais pas à toutes¹⁹⁷. Le 29 juin 2018, la FERC a rejeté les deux propositions de la PJM, concluant que la PJM n’avait pas réussi à démontrer que l’une ou l’autre était juste et raisonnable¹⁹⁸. Toutefois, ce faisant, la FERC a regroupé l’instance avec une plainte distincte, alléguant que les répercussions des ressources subventionnées par l’État avaient rendu injustes et déraisonnables les règles de la PJM sur le marché de la capacité¹⁹⁹. La FERC a accueilli, en partie, cette plainte, estimant que le tarif de la PJM était injuste et déraisonnable²⁰⁰. La FERC a tenu une audience au sujet du taux de remplacement proposé par la FERC, ce qui impliquait : (1) d’élargir la RPOM de la PJM pour qu’elle s’applique aux ressources nouvelles et existantes qui reçoivent des paiements hors marché, quel que soit le type de ressource; et (2) de permettre à ces ressources de rester en ligne en « choisissant d’être retirées du marché de la capacité de la PJM, avec une charge correspondante, pour une certaine période²⁰¹ ».

Peu après que la FERC ait rendu cette ordonnance, l’un des trois commissaires qui l’appuyaient a démissionné de son siège, laissant la Commission divisée 2-2 sur la façon de gérer l’instance à l’avenir. En raison de cette impasse, l’enchère de 2019 sur la capacité de la PJM a été reportée à plusieurs reprises. Plus récemment, la PJM a déposé une requête auprès de la FERC demandant la permission de tenir l’enchère de capacité de 2019 en août 2019 en vertu des règles tarifaires que la FERC a jugées injustes et déraisonnables, en raison de l’absence d’un taux de remplacement. Le 25 juillet 2019, la FERC a rejeté cette requête et ordonné à la PJM de reporter l’enchère de 2019 jusqu’à ce que la FERC établisse un taux de remplacement juste et raisonnable²⁰². Par conséquent, au moment d’écrire ces lignes, une grande incertitude plane toujours sur le marché de la capacité de production de la PJM.

VII. RESSOURCES D’ÉNERGIE RENOUVELABLE

(A) Normes des États en matière de portefeuille d’énergie renouvelable

Depuis notre dernier rapport, de nombreux États ont poursuivi leur marche vers une flotte de production plus propre, et plusieurs États ont récemment accéléré leur rythme. Selon l’administration de l’Information sur l’énergie des États-Unis, d’ici la fin de 2018, 29 États auront adopté des normes de portefeuille d’énergie renouvelable (NPER) ou d’autres politiques, qui exigeront que l’électricité provienne de certains types de ressources renouvelables²⁰³. De nombreux États ont augmenté leurs objectifs en matière de NPER en 2018 et 2019, plusieurs d’entre eux cherchant à se procurer 100 % de leur électricité à partir de ressources renouvelables. Ces cibles de NPER mises à jour, par ordre chronologique, sont les suivantes :

• Connecticut : 48 % d’ici 2030²⁰⁴.
• New Jersey : 50 % d’ici 2030²⁰⁵.
• Massachusetts : 35 % d’ici 2030, et augmentera de 1 % par année par la suite²⁰⁶.
• Californie : 60 % d’ici 2030 et 100 % d’ici 2045²⁰⁷.
• District de Columbia : 100 % d’ici 2032²⁰⁸.
• Nouveau-Mexique : 100 % d’ici 2045²⁰⁹.
• Nevada : 50 % d’ici 2030 et 100 % d’ici 2050²¹⁰.
• Washington : 100 % d’ici 2050²¹¹.
• Maryland : 50 % d’ici 2030²¹².
• Maine : 100 % d’ici 2050²¹³.
• New York : a porté son objectif à 70 % d’ici à 2030 et à 100 % d’ici à 2040²¹⁴.

Neuf territoires de compétence se sont maintenant donné comme mandat d’acheter la totalité de leur électricité à partir de ressources renouvelables d’ici le milieu du siècle : la Californie, le Colorado, le District de Columbia; le Maine; le Nevada; le Nouveau-Mexique; New York; Puerto Rico et Washington²¹⁵.

(B) Énergie éolienne en mer

En lien avec l’expansion récente des programmes des États en matière de parcs éoliens, plusieurs États de la côte Est ont pris des mesures importantes en 2019 pour faciliter la mise en valeur des ressources éoliennes en mer. En particulier, le Massachusetts a conclu sa première demande de propositions (DP) pour l’énergie éolienne en mer en approuvant des contrats d’une capacité éolienne en mer de 800 MW et a lancé sa deuxième DP pour 800 MW supplémentaires²¹⁶. De même, le New Jersey a approuvé un contrat pour un projet de 1,1 GW, le premier à être approuvé dans l’objectif du New Jersey de 3,5 GW d’énergie éolienne en mer d’ici 2030²¹⁷. En juillet 2019, l’État de New York a annoncé le plus important engagement à ce jour, alors qu’il a attribué deux contrats dans le cadre d’un processus de DP qui a débuté en 2018 : un contrat pour un projet de 816 MW et un autre pour un projet de 880 MW²¹⁸. Le Connecticut a également progressé en 2019. Après avoir approuvé un contrat de 200 MW d’énergie éolienne en mer en 2018, le Connecticut a adopté en juin 2019 une loi exigeant l’acquisition de 2 GW de capacité éolienne en mer d’ici 2026²¹⁹. Ces projets devront également être approuvés par le gouvernement fédéral.

(C) Interconnexion des installations de production d’électricité

En avril 2018, la FERC a publié l’ordonnance no 845, réformant les règles régissant l’interconnexion des grandes installations productrices d’électricité, c’est-à-dire celles dont la capacité est supérieure à 20 MW, au réseau de transport²²⁰. Cette réglementation a mis à jour le processus d’interconnexion standardisé des installations de production que la FERC a adopté en 2003²²¹. L’ordonnance de 2003 de la FERC établissait expressément des procédures et une entente d’interconnexion pro forma pour les grandes installations de production, afin de s’assurer que les tarifs, les modalités et les conditions de service d’interconnexion des grandes installations de production étaient justes et raisonnables et qu’ils n’étaient pas indûment discriminatoires²²². Dans l’ordonnance no 845, la FERC a reconnu que l’industrie avait connu des changements importants depuis 2003 et que le processus d’interconnexion des installations de production ne servait pas l’industrie aussi bien qu’il le pouvait²²³.

Au terme d’un processus de près de trois ans pendant lequel une requête pour l’élaboration de règles, une conférence technique et un avis de projet de réglementation ont eu lieu, la FERC, dans son ordonnance no 845, a conclu que, sans réformes, le processus d’interconnexion actuel pourrait « nuire au développement opportun des nouvelles initiatives de production, étouffer la concurrence, créer de l’incertitude et des renseignements erronés ou exercer une discrimination excessive contre de nouvelles technologies²²⁴ » [traduction]. La FERC a donc adopté de nombreuses réformes pour améliorer le processus d’interconnexion. Les réformes devaient profiter à tous les clients de l’interconnexion, en leur fournissant de meilleurs renseignements et de meilleures options, ainsi qu’aux fournisseurs de transport, en leur permettant de se concentrer sur les demandes d’interconnexion les plus susceptibles d’être commercialisées²²⁵.

Bien que l’ordonnance n° 845 visait à améliorer les règles d’interconnexion pour toutes les grandes installations de production, quel que soit le type de combustible, plusieurs des réformes présentaient des avantages notables pour les ressources énergétiques renouvelables et les ressources de stockage d’électricité. D’une manière générale, les réformes devraient contribuer à rattraper l’important retard dans les projets d’énergie renouvelable qui se trouvent dans les différentes files d’attente d’OTR/OSI pour l’interconnexion, ce qui a en partie nécessité l’ordonnance no 845²²⁶. En ce qui concerne plus particulièrement les ressources de stockage d’électricité, l’ordonnance no 845 : (1) a révisé la définition d’« installation de production » pour y inclure les ressources de stockage d’électricité²²⁷; et (2) a permis aux clients du transport d’électricité d’utiliser le service d’interconnexion excédentaire, ce qui « devrait éliminer les obstacles économiques au développement de technologies complémentaires, comme les ressources de stockage d’électricité qui pourraient facilement adapter leur utilisation du service d’interconnexion afin de respecter les limites du service d’interconnexion excédentaire qui peut exister²²⁸ » [traduction].

VIII. CHANGEMENTS CLIMATIQUES

(A) Incendies de forêt et faillite de PG&E

Pacific Gas & Electric (PG&E) s’est placée sous la protection de la loi sur la faillite en janvier 2019²²⁹, en partie à cause des milliards de dollars de responsabilité découlant d’incendies de forêt catastrophiques qui auraient été déclenchés par du matériel défectueux de PG&E. Le dépôt de cette procédure pourrait permettre à PG&E de se départir de milliards de dollars en contrats d’achat d’électricité (CAÉ) pour l’énergie renouvelable, qui ont été signés à un moment où le prix de l’énergie renouvelable était beaucoup plus élevé. La décision récente du tribunal de la faillite, selon laquelle c’est le tribunal – et non la FERC – qui déterminera le sort des CAÉ en vertu de la norme moins rigoureuse pour déterminer si un contrat peut être rejeté²³⁰, a fait l’objet d’un appel par voie de requête directe, devant la Cour d’appel du 9e circuit des États-Unis. PG&E est le plus gros acheteur d’énergie renouvelable en Californie et les entreprises d’énergie renouvelable pourraient se retrouver avec des options limitées, allant jusqu’à chercher à négocier des contrats avec les autres services publics et les compagnies d’électricité de l’État.

Le 12 juillet 2019, la Californie a adopté l’Assembly Bill (AB) 1054²³¹, qui introduit des changements majeurs dans la façon dont la Californie lutte contre les incendies de forêt, dans le cadre d’un effort d’urgence visant à stabiliser financièrement les services publics d’électricité de l’État, à la suite des pertes catastrophiques dues aux incendies de forêt de 2017 et de 2018. L’AB crée un nouveau fonds pour faciliter le paiement des obligations liées aux incendies de forêt, révise l’examen du recouvrement des coûts des services publics d’électricité devant la CPUC et établit des protocoles de certification de sécurité que les services publics d’électricité doivent respecter pour participer à de tels fonds. L’AB 1054 est entré en vigueur immédiatement.

(B) Émissions de méthane

Poursuivant ses efforts pour faire reculer la réglementation de l’ère Obama, le BLM a finalisé le remplacement de la règle de prévention du méthane et des déchets²³². La nouvelle règle visait à réduire les exigences réglementaires et le coût de la conformité. Les principales restrictions sur la mise à l’air libre et le brûlage à la torche du gaz naturel ont été annulées et le BLM n’imposera aucune exigence aux producteurs de capter le gaz, se tournant plutôt vers les États pour toute réglementation sur la mise à l’air libre et le brûlage à la torche. Le BLM a également annulé les exigences de la règle relativement à la détection des fuites. Les plaideurs ont intenté une poursuite dans les heures qui ont suivi la rédaction définitive de la règle; le climat d’incertitude réglementaire risque de perdurer au cours d’une longue bataille juridique.

De plus, l’EPA a annoncé qu’elle révise actuellement les normes de rendement des nouvelles sources modifiées pour les nouvelles activités pétrolières et gazières sur les terres privées en limitant le méthane et les composés organiques volatils²³³. En réponse au refoulement de l’industrie, l’EPA a accordé un nouvel examen des exigences relatives aux émissions fugitives, aux normes pour les pompes pneumatiques sur les sites de forage et aux certifications pour les systèmes de ventilation fermés. Les efforts de réglementation se poursuivent.

(C) Échange de droits d’émission sur les marchés du carbone

Au cours de la dernière année, un certain nombre d’États ont poursuivi les efforts visant à imposer un prix du carbone ou à mettre en place des marchés d’échange de droits d’émission de carbone, avec des résultats mitigés. Alors que le New Jersey prévoit rejoindre la Regional Greenhouse Gas Initiative (initiative régionale sur les GES – RGGI) du Nord-Est après l’avoir quitté en 2011, la tentative de la Virginie d’y adhérer a été bloquée lorsque son Assemblée générale a adopté un budget contenant une disposition retardant l’adhésion de l’État au collectif. En réponse, le gouverneur de la Virginie a ordonné à l’agence environnementale de l’État de chercher d’autres moyens d’atteindre les objectifs de réduction des émissions.

La nouvelle Transportation and Climate Initiative (initiative sur le transport et le climat – TCI) est le fruit d’une collaboration entre 12 États et le District de Columbia dans le centre et le nord-est du littoral de l’Atlantique, dont le but est d’instaurer un programme régional de plafonnement et d’investissement visant à réduire les émissions dans le secteur des transports, par l’entremise de leurs organismes d’État et de district²³⁴. Cette collaboration naissante en est encore à élaborer les détails de son marché prévu, mais il sera intéressant d’en surveiller l’évolution étant donné le rôle important que joue le secteur des transports dans les émissions de GES.

Les électeurs de l’État de Washington ont rejeté une proposition de taxe sur les émissions de GES par le biais de l’Initiative 1631, qui aurait imposé la taxe sur le carbone dans l’ensemble de l’économie et investi les recettes dans des mesures visant à lutter contre les effets des changements climatiques.

IX. LE GREEN NEW DEAL

Le 7 février 2019, la représentante Alexandria Ocasio-Cortez, démocrate de New York, et le sénateur Ed Markey, démocrate du Massachusetts, ont présenté une résolution au Congrès demandant un nouvel accord écologique appelé Green New Deal, un ensemble d’objectifs stratégiques visant à lutter contre les changements climatiques et les inégalités économiques aux États-Unis²³⁵. Le Green New Deal envisage une mobilisation nationale de dix ans pour faire passer complètement l’économie américaine à des sources d’énergie propres, renouvelables et sans émissions²³⁶.

Le 26 mars 2019, les législateurs du Sénat ont voté 57 voix contre 0 à l’encontre de la résolution, la plupart des sénateurs démocrates ayant voté « présents » pour protester contre le vote (arguant que le leader républicain de la majorité au Sénat, Mitch McConnell, avait prévu le vote sans audition ni témoignage)²³⁷. Bien que la résolution n’ait pas progressé, six des candidats démocrates à l’élection présidentielle se sont portés coauteurs de la résolution²³⁸ et elle continue d’être un sujet de discussion controversé.

Le nom du Green New Deal est dérivé du programme du président américain Franklin D. Roosevelt dans les années 1930 appelé le New Deal – des politiques économiques et sociales mises en œuvre pendant la Grande Dépression, lorsque le gouvernement fédéral américain a élargi son rôle pour stimuler la reprise économique. Tout comme le New Deal, le Green New Deal énonce des objectifs visant à créer des millions d’emplois aux États-Unis et à assurer la sécurité économique, et le gouvernement fédéral jouerait un rôle actif dans la réalisation de ses plans progressistes.

L’expression « Green New Deal » pour parler des changements climatiques n’est pas si nouvelle. En 2007, le commentateur politique Thomas Friedman a écrit un article d’opinion dans le New York Times, en faisant référence à un Green New Deal pour combattre les changements climatiques en développant une industrie d’énergie propre²³⁹. Sous le gouvernement Obama, des éléments de cette vision ont été inclus dans l’American Recovery and Reinvestment Act de 2009, un plan de relance économique qui prévoyait, entre autres, 90 milliards de dollars pour promouvoir les énergies propres, y compris les énergies renouvelables et les technologies de réseau intelligent²⁴⁰.

Bien que le concept de Green New Deal ne soit pas nouveau, la résolution Green New Deal est conçue pour stimuler un effort législatif de grande envergure aux États-Unis, afin d’obtenir un soutien pour combattre les changements climatiques et faciliter la croissance économique.

Une partie de l’élan de la résolution du Green New Deal a été un rapport publié en octobre 2018 par le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) des Nations Unies, selon lequel des changements importants seront nécessaires pour lutter contre les changements climatiques, notamment la réduction de moitié des émissions de carbone d’ici 2020 et la réduction à zéro des émissions mondiales d’ici 2050²⁴¹.

La résolution énonce les objectifs suivants : réduire à zéro les émissions nettes de GES; créer des millions de bons emplois bien rémunérés et assurer la prospérité et la sécurité économique de tous les Américains; investir dans l’infrastructure et l’industrie des États-Unis pour relever durablement les défis du XXIe siècle; assurer un environnement sain et durable pour tous les Américains; et promouvoir la justice et l’équité en mettant fin à l’oppression historique des « communautés en première ligne et vulnérables », dont les populations autochtones²⁴².

Pour atteindre ces objectifs, la résolution du Green New Deal énumère d’autres objectifs, dont les suivants : répondre à la totalité de la demande d’électricité aux États-Unis au moyen de sources d’énergie propres, renouvelables et sans émissions, notamment en augmentant et en améliorant considérablement les sources d’énergie renouvelables et en déployant de nouvelles capacités; et construire des réseaux électriques efficaces, décentralisés et « intelligents » ou améliorer les réseaux existants pour les rendre ainsi²⁴³ ».

La résolution du Green New Deal prévoit également des exigences pour atteindre ses objectifs, notamment : fournir un financement et une aide publics aux collectivités et aux gouvernements qui travaillent sur le Green New Deal; s’assurer que le gouvernement fédéral tient compte du Green New Deal dans ses politiques; faire des investissements publics dans la recherche et le développement d’énergie propre et renouvelable; et donner la priorité à la création d’emplois de haute qualité dans les collectivités qui pourraient autrement se débattre dans la transition vers des industries non émettrices de carbone²⁴⁴.

Bien que la résolution du Green New Deal soit ambitieuse, ses objectifs ont commencé à influer sur l’élaboration de politiques et les discours publics aux États-Unis et pourrait façonner le cours de la législation à venir.

X. EXÉCUTION DES DÉCISIONS DE LA FERC

FERC c. Coaltrain Energy, L.P.

En mars 2018, la Cour de district des États-Unis pour le district du sud de l’Ohio a rejeté la requête de Coaltrain Energy, L.P. (Coaltrain) et des défendeurs individuels visant à faire rejeter l’action de la FERC concernant l’imposition de sanctions civiles de 42 millions de dollars pour manipulation présumée du marché²⁴⁵. La FERC a allégué que les opérations des défendeurs portant sur des contrats financiers jusqu’à l’engorgement sur le marché pour le prochain jour ouvrable de la PJM violaient la disposition anti-manipulation de la FPA et la règle anti-manipulation de la FERC, parce qu’elles étaient conçues uniquement ou principalement pour générer des paiements de répartition de surplus de pertes marginales sans risque de perte pour le marché²⁴⁶.

La Cour a confirmé la position de la FERC sur de multiples questions, y compris le fait que de telles opérations pourraient être une pratique trompeuse même si la FERC n’a pas allégué que les défendeurs avaient fait de fausses déclarations ou d’omissions importantes. La décision de la Cour s’appuyait sur une jurisprudence en matière de fraude en valeurs mobilières selon laquelle « les opérations effectuées sans aucune raison économique légitime peuvent constituer une manipulation du marché »²⁴⁷ [traduction]. Pour la même raison, la Cour a rejeté l’argument de Coaltrain selon lequel ses transactions ne pouvaient pas être manipulatrices parce que la FERC avait expressément autorisé les négociants à percevoir ces paiements sur les transactions jusqu’à l’engorgement qui utilisaient des réservations de transport payant.

ETRACOM LLC et Michael Rosenberg

En avril 2018, la FERC a approuvé une convention de stipulation et de consentement entre l’Application et ETRACOM LLC (ETRACOM) et Michael Rosenberg, réglant toutes les réclamations pour violation de l’article 222 de la FPA et de la règle anti-manipulation de la FERC, ainsi que la poursuite fédérale connexe intentée par la FERC dans le district Est de la Californie pour faire respecter les décisions relatives à ces allégations de violation²⁴⁸. La FERC avait auparavant déterminé qu’ETRACOM et Michael Rosenberg avaient violé la FPA et la règle anti-manipulation de la FERC en effectuant des transactions virtuelles à la jonction de l’OSI de la Californie (CAISO)/New Melones pour influencer les prix de l’électricité et bénéficier des droits d’ETRACOM sur les recettes d’engorgement. Après la médiation, ETRACOM a accepté de verser environ 1,9 million de dollars, soit une pénalité civile d’environ 1,5 million de dollars et un remboursement d’environ 315 000 $ plus les intérêts, le remboursement et les intérêts devant être versés au CAISO pour distribution aux participants touchés. Dans le règlement, aucune sanction n’a été imposée personnellement à Michael Rosenberg.

XI. CONCLUSION

Le secteur de l’énergie aux États-Unis est en train de subir un changement fondamental alors que les participants de l’industrie et les décideurs des États et du gouvernement fédéral cherchent à équilibrer les contraintes environnementales et les abondantes ressources énergétiques. Les nombreux développements réglementaires dont il est question dans le présent rapport montrent que ces changements se poursuivent à un rythme soutenu et qu’ils se sont peut-être même accélérés au cours des 18 derniers mois. Alors que l’administration Trump a pris de l’élan sur diverses politiques énergétiques à moyen terme, de nombreux États ont adopté leurs propres mesures, tantôt pour soutenir les initiatives fédérales, tantôt pour s’y opposer. Ces initiatives fédérales et étatiques ont créé un environnement réglementaire complexe pour les secteurs de l’électricité, du gaz naturel et du pétrole. Nous nous attendons à ce que ces courants politiques et les défis réglementaires qui les accompagnent persistent dans un proche avenir.

 

* Associé chez Kirkland & Ellis LLP. à Washington, D.C., où il représente une gamme de clients sur des questions de réglementation, d’application de la loi, de conformité, de transactions, de commerce, de législation et de politiques publiques dans le domaine de l’énergie. Il a été pendant près de 15 ans rédacteur en chef de l’Energy Law Journal (publié par l’Energy Bar Association) et est un ancien avocat général et vice-président des politiques législatives et réglementaires chez Constellation Energy. L’auteur tient à remercier les membres suivants des divisions de l’énergie et de l’environnement de Kirkland pour leur aide : Tyler Burgess, Nicholas Gladd, Brett Nuttall, Amanda Rahav, Drew Stuyvenberg et Ali Zaidi. Les points de vue, opinions, déclarations, analyses et informations contenus dans ce rapport sont ceux de l’auteur et ne reflètent pas nécessairement celles de Kirkland & Ellis ou de ses clients passés, présents et futurs. Le présent rapport ne constitue pas un avis juridique, ne constitue pas le fondement pour établir une relation avocat-client et ne devrait pas être utilisé sans consulter un avocat au sujet des faits particuliers et de l’état actuel du droit applicable à toute situation nécessitant un avis juridique.

1.  Certification of New Interstate Natural Gas Facilities, 163 FERC ¶ 61,042 (2018).
2.  Voir généralement FERC Docket No. PL18-1-000; Order Extending Time for Comments, 163 FERC ¶ 61,138 (2018).
3.  Voir, p. ex., PennEast Pipeline Co., LLC, 164 FERC ¶ 61,098 (2018) (y compris les déclarations individuelles des commissaires Glick et LaFleur).
4.  Sierra Club v FERC, 867 F.3d 1357 (circ. du D.C. 2017) [Saba Trail].
5.  Voir Fla. Se. Connection, LLC, 154 FERC ¶ 61,080, au para 4; Reh’g in part, 156 FERC ¶ 61,160 (2016), vacated and remanded sub nom; Sierra Club v FERC (Sabal Trail), 867 F.3d 1357 (circ. du D.C. 2017), on remand; Fla. Se. Connection, LLC, 162 FERC ¶ 61,233 [Fla. Se. 162]; Reh’g denied, 164 FERC ¶ 61,099 (2018) [Reh’g 164].
6.  Voir Fla. Se. Connection, LLC, 156 FERC ¶ 61,160 aux para 62-63.
7.  Sabal Trail, supra note 4 à 1371-1372.
8.  Fla. Se. Connection, LLC, 162 FERC ¶ 61,233; Reh’g denied, 164 FERC ¶ 61,099.
9.  Voir Fla. Se. Connection, LLC, 164 FERC ¶ 61,099 aux p. 26-37.
10.  Otsego 2000, et al. v FERC 767 Fed. Annexe 19 (circ. du D.C. 2019).
11.  Birckhead, et al. v. FERC, 925 F.3d 510 (Circ. du D.C. 2019).
12.  Voir 925 F.3d à 518-520.
13.  Venture Global Calcasieu Pass, LLC, 166 FERC ¶ 61,144 (2019); Port Arthur LNG, LLC, 167 FERC ¶ 61,052 (2019); Driftwood LNG LLC, 167 FERC ¶ 61,054 (2019); Freeport LNG Development, L.P., 167 FERC ¶ 61,155 (2019); Gulf LNG Liquefaction Co., LLC, 168 FERC ¶ 61,020 (2019).
14.  Voir FERC Environmental Documents, en ligne :<https://www.ferc.gov/industries/gas/enviro/eis.asp>.
15.  Voir supra note13 (ordonnances récentes sur les demandes de certificat de GNL et les analyses connexes au titre de la NEPA).
16.  Eliminating the End Use Reporting Provision in Authorizations for the Export of Liquefied Nat. Gas, 83 Fed. Reg. 65078 (19 déc. 2018).
17.  Voir ibid à 65079.
18.  Ibid.
19.  Ibid à 65080.
20.  Voir p. ex. New York State Dep’t of Envt’l Conservation v FERC, 884 F.3d 450, 452-453 (2e circ. 2018) (citant 15 U.S.C. §§ 717n(a)(1)-(2)) [Millenium].
21.  33 U.S.C. § 1341(a)(1).
22.  Voir p. ex. Millenium, supra note 20 à 453; Hoopa Valley Tribe v FERC, 913 F.3d 1099, 1103 (circ. du D.C. 2019).
23.  Millenium, supra note 20 à 452.
24.  Ibid à 455-456.
25.  Ibid à 456.
26.  Voir Hoopa Valley Tribe, 913 F.3d à 1101.
27.  Ibid à 1103.
28.  Ibid à 1103-1104.
29.  Ibid à 1104.
30.  Ibid.
31.  Voir National Fuel Gas Supply Corp., 167 FERC ¶ 61,007 (2019) (citant Hoopa Valley Tribe qui conclut que l’État de New York avait renoncé à son pouvoir au titre de l’article 401 de la CWA en omettant d’agir dans l’année suivant la réception de la demande).
32.  Voir Exec. Order No. 13867, 84 Fed. Reg. 15491 (10 avril 2019) (First Order); Exec. Order No. 13868, 84 Fed. Reg. 15495 (10 avril 2019) (Second Order).
33.  Voir Exec. Order No. 13867, 84 Fed. Reg. 15491 (10 avril 2019).
34.  Ibid à 15491-15492.
35.  Ibid à 15492.
36.  Voir Exec. Order No. 13868, 84 Fed. Reg. 15495 (10 avril 2019).
37.  Voir ibid à 15495-15497.
38.  Ibid à 15496.
39.  Ibid.
40.  Ibid à 15496-15497.
41.  Ibid à 15497.
42.  Ibid.
43.  Inquiry Regarding the Commission’s Electric Transmission Incentives Policy, 166 FERC ¶ 61,208 (2019).
44.  Inquiry Regarding the Commission’s Policy for Determining the Return on Equity, 166 FERC ¶ 61,207 (2019).
45.  16 U.S.C. § 824s.
46.  Promoting Transmission Investment Through Pricing Reform, 141 FERC ¶ 61,129 (2012).
47.  Inquiry Regarding the Commission’s Electric Transmission Incentives Policy, 166 FERC ¶ 61,208 aux p. 14-48.
48.  Emera Maine v FERC, 854 F.3d 9 (circ. du D.C. 2016).
49.  Inquiry Regarding the Commission’s Policy for Determining the Return on Equity, 166 FERC ¶ 61,207 à la p. 3.
50.  Ibid à 32.
51.  Ibid à 28-38.
52.  Voir LSP Transmission Holdings, LLC v. Lange, 329 F. Supp. 3d 695 (D. Minn. 2018), appeal pending.
53.  Voir Tex. Util. Code §§ 37.051, 37.056, 37.057, 37.151, 37.154.
54.  Voir NextEra Energy Capital Holdings, Inc.v Paxton, Complaint for Declaratory and Injunctive Relief, Civil No. 1:19-cv-00626 (W.D. Tex.) (déposé le 17 juin 2019).
55.  Exec. Order 13795, 82 Fed Reg 20,815 (28 avril 2017).
56.  Exec. Order 13754, 81 Fed. Reg. 90669, § 5 (9 déc. 2016); 16 U.S.C. §§ 1431–1434, 33 U.S.C. §§ 1401 et suivants.
57.  Memorandum on Withdrawal of Certain Portions of the United States Arctic Outer Continental Shelf From Mineral Leasing, DCPD201600860 (20 déc. 2016), en ligne : <https://www.govinfo.gov/content/pkg/DCPD-201600860/pdf/DCPD-201600860.pdf>; Memorandum on Withdrawal of Certain Areas off the Atlantic Coast on the Outer Continental Shelf From Mineral Leasing, DCPD201600861 (20 déc. 2016), en ligne: <https://www.govinfo.gov/content/pkg/DCPD-201600861/pdf/DCPD-201600861.pdf>.
58.  2019-2024 National OCS Oil and Gas Leasing Draft Proposed Program, Table 1, en ligne : <https://www.boem.gov/NP-Draft-Proposed-Program-2019-2024>. Voir aussi U.S. Department of the Interior, Press Release, « Secretary Zinke Announces Plan for Unleashing America’s Offshore Oil and Gas Potential » (4 janvier 2018), en ligne : <https://www.doi.gov/pressreleases/secretary-zinke-announces-plan-unleashing-americas-offshore-oil-and-gas-potential>.
59.  League of Conservation Voters v Trump, 303 F.Supp.3d 985 (D. Alaska 2018). La décision a invalidé l’article 5 du DL, qui stipule ce qui suit : « art. 5. Modification du retrait de zones du plateau continental externe de la cession à bail. Le corps du texte de chacune des notes de retrait de la cession à bail du plateau continental extérieur des États-Unis publiées le 20 décembre 2016, le 27 janvier 2015 et le 14 juillet 2008 est modifié comme suit, dans son intégralité : ‘En vertu de l’autorité qui m’est conférée en ma qualité de président des États-Unis, y compris l’article 12(a) de l’Outer Continental Shelf Lands Act, 43 U.S.C. 1341(a), je retire par les présentes la cession à bail, pour une période sans expiration spécifique, les zones du plateau continental extérieur désignées en date du 14 juillet 2008 comme sanctuaires marins en vertu de la Marine Protection, Research and Sanctuaries Act of 1972, 16 U.S.C. 1431-1434 et 33 U.S.C. 1401 et suivants’. Le retrait prévu au présent article n’a aucune incidence sur les droits conférés par les baux en vigueur dans les zones touchées. Exec. Order 13795, 82 FR 20815 » [traduction]. Voir aussi Tom DiChristopher, « Trump is shelving plans to open virtually all federal waters to offshore drilling », CNBC (25 avril 2019), en ligne : <https://www.cnbc.com/2019/04/25/trump-admin-shelves-vast-expansion-of-offshore-drilling.html>.
60.  Brian Scheid, « US offshore oil and gas plan on pause, potentially for years », S&P Global (23 mai 2019), en ligne : <https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/oil/052319-us-offshore-oil-and-gas-plan-on-pause-potentially-for-years>.
61.  Outer Continental Shelf Act, 43 US §1344 et suivant (1953).
62.  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>.
63.  H.R. 3055, 116^th Cong (2019) (Commerce, Justice, Science, and Related Agencies Appropriations Act, 2020).
64.  Côte du Pacifique. H.R. Rep. No. 116-119, à 23, para 176; côtes de l’Atlantique et du golfe de la Floride. H.R. Rep. No. 116-119, à 19-20, para 128 et 132.
65.  H.R. 445, 116^th Cong (2019), en ligne : <https://www.congress.gov/116/bills/hr445/BILLS-116hr445ih.pdf>.
66.  Yereth Rosen, « U.S. vows first oil lease sale in Alaska Arctic refuge this year », Reuters (30 mai 2019), en ligne : <https://www.reuters.com/article/us-alaska-oil-refuge/u-s-vows-first-oil-lease-sale-in-alaska-arctic-refuge-this-year-idUSKCN1T1011>.
67.  Kristen Miller, « Interior spending bill holds Trump administration accountable for 2017 promises », The Hill (19 juin 2019), en ligne : <https://thehill.com/blogs/congress-blog/energy-environment/449247-interior-spending-bill-holds-trump-administration>.
68.  Yereth Rosen, « U.S. vows first oil lease sale in Alaska Arctic refuge this year », Reuters (30 mai 2019), en ligne : <https://www.reuters.com/article/us-alaska-oil-refuge/u-s-vows-first-oil-lease-sale-in-alaska-arctic-refuge-this-year-idUSKCN1T1011>.
69.  Le BSEE a été créé à la suite de la tragédie Deepwater Horizon afin de distinguer la responsabilité réglementaire de la responsabilité de concession, voir en ligne : <https://www.bsee.gov/who-we-are/history>. Il s’agit du « principal organisme fédéral chargé d’améliorer la sécurité et d’assurer la protection de l’environnement relativement à l’industrie de l’énergie extracôtière sur le PCE », voir en ligne : <https://www.bsee.gov/who-we-are/about-us>.
70.  U.S. Department of the Interior, Press Release, « BSEE Finalizes Improved Blowout Preventer and Well Control Regulations » (2 mai 2019), en ligne : <https://www.doi.gov/pressreleases/bsee-finalizes-improved-blowout-preventer-and-well-control-regulations>.
71.  Final Rule, Oil and Gas Sulfur Operations in the Outer Continental Shelf-Blowout Preventer Systems and Well Control Revisions, 84 Fed. Reg. 21908 (15 mai 2019).
72.  U.S. Department of the Interior, Press Release, « BSEE Finalizes Improved Blowout Preventer and Well Control Regulations » (2 mai 2019), en ligne : <https://www.doi.gov/pressreleases/bsee-finalizes-improved-blowout-preventer-and-well-control-regulations>.
73.  Complaint, Sierra Club v Scott Angelle., Case No. 3:19-cv-03263.
74.  Ibid à 6-8.
75.  State of California. v Bureau of Land Management, Case No. 18-cv-00521-HSG (N.D. Cal.); U.S. Bureau of Land Management, Press Release, « BLM Rescinds Rule on Hydraulic Fracturing » (28 décembre 2017), en ligne : <https://www.blm.gov/press-release/blm-rescinds-rule-hydraulic-fracturing>.
76.  43 C.F.R. § 3160 (2015).
77.  Order on Petitions for Review of Final Agency Action, Wyoming v Jewell, Case No. 2:15-cv-00043-SWS, (ECF No. 219) (D. Wyo.); Final Rule, 80 Fed. Reg. 16,128 (26 mars 2015); Chris Mooney, « To round out a year of rollbacks, the Trump administration just repealed key regulations on fracking », The 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>.
78.  Amended Scheduling Order, State of California. v Bureau of Land Management, Case No. 18-cv-00521-HSG (ECF No. 113) (N.D. Cal.).
79.  Sierra Club v Bernhardt, Case No. 4:18-cv-00524-HSG (N.D. Ca.).
80.  Diné Citizens Against Ruining Our Environment. v. Zinke, Case No. 18-2089 (7 mai 2019) (10^th Cir. 2019).
81.  Ibid à 4-6.
82.  Le nombre total de puits en cause en appel n’était pas clair pour le tribunal pour diverses raisons, mais la fourchette se situe entre 330 et 362. Ibid à 7, no 2.
83.  La cour a également rejeté l’argument d’un intervenant selon lequel il n’est pas nécessaire de tenir compte de l’effet cumulatif des puits du SDRP de 2014 lorsqu’« ‘aucun exploitant n’[avait] proposé de forer’ tous les [puits du SDRP de 2014] » [traduction] (citant 40 C.F.R. § 1508.7 (« Les effets cumulatifs peuvent résulter d’actions mineures individuellement mais significatives collectivement, ayant lieu sur une certaine période. ») [traduction]), Ibid à 39.
84.  Le sixième permis en cause a été maintenu parce qu’il a été délivré avant que le BLM ne présente le SDRP de 2014, qui a servi de fondement intégral à l’argument de l’appelant. Ibid à 37, no 14.
85.  Ibid à 20.
86.  S.B. 5145, 66^th Leg., Reg. Sess. (Wa. 2019), en ligne : <http://lawfilesext.leg.wa.gov/biennium/2019-20/Pdf/Bills/Senate%20Passed%20Legislature/5145.PL.pdf>.
87.  H.B. 2623, 80^th Leg. Assemb., Reg. Sess. (Or. 2019), en ligne : <https://olis.leg.state.or.us/liz/2019R1/Measures/Overview/HB2623>.
88.  U.S. EIA, State Profile and Energy Estimates (Washington, 2018), en ligne : <https://www.eia.gov/state/analysis.php?sid=WA>; U.S. EIA, State Profile and Energy Estimates (Vermont, 2018), en ligne : <https://www.eia.gov/state/analysis.php?sid=VT>; U.S. EIA, State Profile and Energy Estimates (Oregon, 2018), en ligne : <https://www.eia.gov/state/analysis.php?sid=OR>; U.S. EIA, State Profile and Energy Estimates (New York, 2019), en ligne : <https://www.eia.gov/state/analysis.php?sid=NY (à ce point culminant en 2006, l’État New York a produit près de 56 milliards de pieds cubes de gaz naturel)>; U.S. EIA, State Profile and Energy Estimates (Maryland, 2018), en ligne : <https://www.eia.gov/state/analysis.php?sid=MD> (en 2018, le Maryland a produit moins de 50 millions de pieds cubes).
89.  S.B. 7064 est mort au comité de l’Environnement et des Ressources naturelles du Sénat de la Floride, en ligne : <https://www.flsenate.gov/Session/Bill/2019/7064/ByCategory/?Tab=BillHistory>; S.B. 459 a été reporté indéfiniment par le corps législatif du Nouveau-Mexique, en ligne : <https://www.nmlegis.gov/Legislation/Legislation?chamber=S&legtype=B&legno=459&year=19>.
90.  Tom Johnson, « New Jersey governor: Ban fracking, all related activities in Delaware River Basin », NPR StateImpact (31 janvier 2019), en ligne : <https://stateimpact.npr.org/pennsylvania/2019/01/31/new-jersey-governor-phil-murphy-fracking-ban-delaware-river-basin>. Le New Jersey ne réglemente pas actuellement la fracturation sur son propre territoire, car il n’y a pas de réserves de pétrole et de gaz économiquement viables dans cet État. Sa préoccupation réside dans la fracturation réalisée par des États voisins dans les portions de schistes de Marcellus du BFD, qui est une source d’eau potable pour le New Jersey. Voir aussi U.S. EIA, State Profile and Energy Estimates (New Jersey, 2018), en ligne : <https://www.eia.gov/state/analysis.php?sid=NJ>.
91.  Les États membres ont conclu le Pacte du bassin du fleuve Delaware en 1961, donnant à la DRBC le pouvoir de réglementer les activités liées au BFD dans les quatre États membres. Voir 53 Del. Laws, Chapter 71 (1961); 1961 N.Y. Laws, chapitre 148, article 6; 1961 N.J. Laws, chapitre 13; 1961 Pa. Laws, loi n° 268.
92.  Tom Johnson, « New Jersey governor: Ban fracking, all related activities in Delaware River Basin », NPR StateImpact (31 janvier 2019), en ligne : <https://stateimpact.npr.org/pennsylvania/2019/01/31/new-jersey-governor-phil-murphy-fracking-ban-delaware-river-basin>.
93.  Jon Hurdle, « Fracking ban proposed for Delaware River basin; ‘significant risks’ cited », 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>.
    L’étendue de la formation de schiste Marcellus qui pourrait être touchée par une telle interdiction dans le BFD est relativement petite à environ 5,4 %. « Explore Shale », Penn State Public Broadcasting (August 2014), en ligne : <http://exploreshale.org> (la superficie de la formation de schiste de Marcellus est d’environ 90 000 milles carrés.); « About DRBC: Frequently Asked Questions », Delaware River Basin Comm’n (3 mars 2019), en ligne : <https://www.nj.gov/drbc/about/faq> (le BFD est d’environ 13 500 milles carrés.); « Programs: Natural Gas Drilling Index Page », Delaware River Basin Comm’n (3 juillet 2018), en ligne : <https://www.state.nj.us/drbc/programs/natural> (la formation de schiste de Marcellus repose sous près de 36 % du BFD).
94.  Kyle Bagentose, « Gov. Wolf says he supports full fracking ban in Delaware River basin », The Intelligence, en ligne : <https://www.theintell.com/news/20190516/gov-wolf-says-he-supports-full-fracking-ban-in-delaware-river-basin>.
95.  « About DRBC: Frequently Asked Questions », Delaware River Basin Comm’n (3 mars 2019), en ligne : <https://www.nj.gov/drbc/about/faq>.
96.  Joe Hernandez, « Environmentalists call for full fracking ban in the Delaware River watershed », NPR StateImpact (13 juin 2019), en ligne : <https://stateimpact.npr.org/pennsylvania/2019/06/13/environmentalists-call-for-full-fracking-ban-in-the-delaware-river-watershed>. Notamment, pour ce qui est des règles adoptées par la DRBC, il suffit de les publier dans les registres de chaque État – il n’y a pas d’exigence de ratification pour les corps législatifs respectifs des États. Voir généralement : 53 Del. Laws, Chapter 71 (1961); 1961 N.Y. Laws, Chapter 148, Article 6; 1961 N. J. Laws, Chapter 13; 1961 Pa. Laws, Act No. 268.
97.  « La décision de Wolf de se joindre à l’État de New York et au Delaware, sous l’égide de la Delaware River Basin Commission, pour interdire les pratiques de forage dans la vallée fluviale qui ne comprend qu’une partie du sud-est de la Pennsylvanie, où l’essentiel des activités de fracturation n’a pas ou n’aura probablement pas lieu, est la plus proche d’une interdiction de la fracturation. L’État de New York a interdit la fracturation dans tout l’État, suivi du Maryland un peu plus tard. Wolf a également décrété un moratoire sur l’octroi de concessions aux compagnies d’énergie dans ses parcs nationaux, mais son administration est très prudente pour expliquer qu’un moratoire n’est pas une interdiction. » [traduction] Voir John Siciliano, « Wolf staves off green howling to dominate race in fracking state », Washington Examiner (4 novembre 2018), en ligne : <https://www.washingtonexaminer.com/policy/energy/tom-wolf-staves-off-green-howling-to-dominate-race-in-fracking-state>.
98.  Peter Arcuni, « Measure G: San Luis Obispo Voters Reject a Ban on Fracking and New Oil Drilling », KQED Science (6 novembre 2018), en ligne : <https://www.kqed.org/science/1933923/measure-g-san-luis-obispo-green-groups-push-for-ban-on-new-drilling> [Arcuni].
99.  Claudia Melendez Salinas, « Big Oil sues Monterey County to stop Measure Z », The Mercury News (16 décembre 2016), en ligne : <http://www.mercurynews.com/2016/12/16/big-oil-sues-monterey-county-to-stop-measure-z>.
100.  Docket (Register of Actions), Case No. H045791, en ligne : <https://appellatecases.courtinfo.ca.gov/search/case/mainCaseScreen.cfm?dist=6&doc_id=2250893&doc_no=H045791&request_token=NiIwLSIkTkw5W1BJSCNdUEhJUFQ7UCxbJyNOWzNTICAgCg%3D%3D>.
101.  David Middlecamp, « Black gold: SLO Country oil production was a ‘boom-or-bust industry’ even in the 1980s », The Tribune (12 oct. 2018), en ligne : <https://www.sanluisobispo.com/news/local/news-columns-blogs/photos-from-the-vault/article219825615.html> (en 2017, le comté de San Luis Obispo a produit 604 308 barils de pétrole à partir de 493 puits, selon Don Drysdale avec le département de la Conservation de la Californie).
102.  Arcuni, supra note 99.
103.  Bill Whalen, « Earth (Day) To Governor Newsom: Why Didn’t You Ban Fracking? », Hoover Institution (25 avril 2019), en ligne : <https://www.hoover.org/research/earth-day-governor-newsom-why-didnt-you-ban-fracking>.
104.  California Department of Conservation, Hydraulic Fracturing in California, en ligne : <https://www.conservation.ca.gov/dog/general_information/Pages/HydraulicFracturing.aspx>.
105.  S.B. 4 Oil and Gas: Well Stimulation, (California, 2013-2014), en ligne : <https://leginfo.legislature.ca.gov/faces/billVersionsCompareClient.xhtml?bill_id=201320140SB4>.
106.  « Induced Earthquakes Myths and Misconceptions », United States Geological Survey, en ligne : <https://earthquake.usgs.gov/research/induced/myths.php>.
107.  Quatre des cas de 2017 sont encore en instance : Pawnee Nation of Oklahoma v Eagle Road Oil LLC, Case No. 4:18-cy-00263) (N.D. Okla.), Bryant v Eagle Road Oil LLC, Case No. CJ-17-18 (Okla. Dist. Ct., Pawnee Cty. Ct.), Griggs v New Dominion LLC, Case No. 5:17-cv-00942 (W.D. Okla.), et Berlanga v Barnett Gathering LLC, Case No. DC-17-10197 (Tex. Dist. Ct., Dallas Cty.).
108.  Les quatre revendications en instance en 2018 comprennent : (1) l’exposition à des produits chimiques toxiques résultant de la mise en valeur du gaz naturel; (2) l’injection d’eaux usées qui a provoqué des tremblements de terre qui ont causé des dommages; (3) des dommages aux personnes touchées par un séisme d’une magnitude de 5,8 prétendument causé par l’exploitation de puits de traitement des eaux usées; et (4) des dommages-intérêts pour des lésions permanents aux nerfs par suite d’un séisme de magnitude 5,8 qui aurait fait tomber le plaignant dans un escalier.
109.  35 Ok. Reg. 973 (25 juin 2019), en ligne : <http://okrules.elaws.us/oac/165:10-3-17>; Ryan Collins & David Wethe, « Earthquakes in Heart of Texas Oil Country Spur Water Crackdown », Bloomberg (5 décembre 2018), en ligne : <https://www.bloomberg.com/news/articles/2018-12-05/earthquakes-in-heart-of-texas-oil-country-spur-water-crackdown>.
110.  « Au cours des deux années qui se sont écoulées depuis que la Kansas Corporation Commission (KCC) a rendu sa première ordonnance limitant les injections d’eau salée dans certaines parties de l’État, l’activité sismique est passée de 1 967 séismes de mars 2015 à août 2015, à 668 séismes de septembre 2016 à février 2017, soit une baisse de 66 %. Le personnel de Kansas Corporation a déposé ces conclusions dans un rapport publié en mars 2017. » [traduction] Voir « Induced Seismicity », Kansas Corporation Comm’n, en ligne : http://www.kcc.state.ks.us/oil-gas/induced-seismicity>.
111.  Par exemple, voir : Ryan Collins & David Wethe, « Earthquakes in Heart of Texas Oil Country Spur Water Crackdown », Bloomberg (5 décembre 2018), en ligne : <https://www.bloomberg.com/news/articles/2018-12-05/earthquakes-in-heart-of-texas-oil-country-spur-water-crackdown> (« La Texas Oil & Gas Association continue de soutenir la recherche et les actions qui reposent sur une méthodologie sûre, ce qui est essentiel pour comprendre la sismicité naturelle et induite et éclairer l’élaboration de politiques axées sur la science » [traduction], Todd Staples, Texas Oil & Gas Association).
112.  « Le Texas a abordé la question de la sismicité induite de diverses façons. Dans une déclaration sur le site Web de la TRC concernant la relation entre les puits de stockage et les tremblements de terre, la Commission a déclaré qu’elle avait embauché un sismologue pour renforcer sa capacité de comprendre et d’évaluer les nouvelles recherches, ainsi que pour coordonner l’échange d’information avec la communauté scientifique sur les activités sismiques qui pourraient être liées aux activités pétrolières et gazières. » [traduction] Railroad Commission of Texas, Injection and Disposal Wells, en ligne : <https://www.rrc.texas.gov/about-us/resource-center/faqs/oil-gas-faqs/faq-injection-and-disposal-wells/#collapse-54177>.
113.  COLO. REV. STAT. §29-20-104 (2019).
114.  COLO. REV. STAT. §34-60-102 (2019).
115.  COLO. REV. STAT. §34-60-102(1)(a)(I) (modifié en 2019).
116.  Ibid; COLO. REV. STAT. §34-60-102 (2019); Melissa J. Lyon & James M. Tartaglia, « Colorado Senate Bill 181 Signed by Governor Polis » (17 avril 2019) The Nat’l L Rev, en ligne : <https://www.natlawreview.com/article/colorado-senate-bill-181-signed-governor-polis>.
117.  COLO. REV. STAT. §34-60-104(2)(a)(I) (2019).
118.  COLO. House Bill 18-1150 (introduit en 2018) pour modifier COLO. REV. STAT. §29-20-204.5, en ligne : https://leg.colorado.gov/bills/hb18-1150; https://leg.colorado.gov/bills/sb18-192; https://leg.colorado.gov/sites/default/files/documents/2018A/bills/2018a_1150_01.pdf
119.  Coal. for Competitive Energy v Zibelman, 906 F.3d 41 (2d Cir. 2018).
120.  Ibid à 51 (l’assertion des plaignants à savoir que la « subvention varie presque exactement de la même manière que dans Hughes (Hughes v Talen Energy Marketing LLC, U.S. 36 S. Ct. 1288 (2016)) ne tient pas).
121.  Ibid à 52.
122.  Ibid à 53 (citant Nw. Cent. Pipeline Corp. v State Corp. Comm’n of Kan., 489 U.S. 493 (1989)).
123.  Ibid à 57.
124.  Ibid à 58 (« parce que les blessures alléguées par les demandeurs ne sont pas imputables à la discrimination alléguée contre des entités non étatiques, mais (plutôt) découlent de leur production d’énergie au moyen de combustibles que New York désavantage, ils n’ont pas la qualité pour contester le programme ZEC en vertu de l’article III ») [traduction].
125.  Elec. Power Supply Ass’n v Rhodes, 139 S.Ct. 1547 (Mem) (2019) [Elec. Power Mem].
126.  Elec. Power Supply Ass’n v Star, 904 F.3d 518 (7^th Cir. 2018).
127.  Ibid à 524 (citant Hughes à 1299).
128.  Ibid à 524-525 (citant 16 U.S.C. § 824(b)(1), qui stipule, dans la partie pertinente, que « la Commission n’a pas compétence, sauf dans les cas expressément prévus au présent sous-chapitre et au sous-chapitre III du présent chapitre, sur les installations utilisées pour la production d’énergie électrique ») [traduction].
129.  Ibid à 522.
130.  Elec. Power Mem, supra note 126.
131.  2018 N.J. Laws Ch. 16 (SENATE 2313) § 1 a.(7).
132.  Ibid § 1 a.(8). La loi exclut néanmoins toute centrale qui n’est pas autorisée au-delà de 2029, ce qui empêche la centrale nucléaire d’Oyster Creek d’obtenir des certificats. Oyster Creek a fermé définitivement ses portes trois mois après l’adoption de la loi en vertu d’une ordonnance de consentement administratif entre Exelon Generation Company, LLC, propriétaire de l’usine, et le département de la Protection de l’environnement du New Jersey.
133.  Ibid. § 3.g.(1). Cette cible est conforme à la conclusion à § 1.a.(7) selon laquelle l’énergie nucléaire comblait environ 40 % des besoins en électricité du New Jersey.
134.  Ibid § 3.i.(2).
135.  Ibid § 3.j.(1).
136.  Order Determining the Eligibility of Hope Creek, Salem 1, and Salem 2 Nuclear Generators to Receive ZECs, Docket Nos. E018080899, et al. (18 avril 2019), en ligne : <https://www.state.nj.us/bpu/pdf/boardorders/2019/20190418/4-18-19-9A.pdf>.
137.  Ibid à 14-15.
138.  Voir Public Acts, Spec. Sess., June 2017, No. 17-3, §§ 1(b) & (c). L’évaluation vise les installations susceptibles d’être mises hors service avant le 1er juillet 2027.
139.  PURA Implementation of June Special Session Public Act 17-3, Interim Decision, Docket No. 18-05-04 (5 déc. 2018), en ligne : <http://www.dpuc.state.ct.us/dockcurr.nsf/8e6fc37a54110e3e852576190052b64d/7ccd55d05bce0d168525835a00699329/$FILE/180504-120518.pdf>.
140.  RFP Pursuant to Section 1 of June Special Session Public Act 17-3, Notice of Final Determination (aucune date), en ligne : <http://www.dpuc.state.ct.us/DEEPEnergy.nsf/c6c6d525f7cdd1168525797d0047c5bf/a928bd493eb81f668525841600679687/$FILE/Zero-Carbon-Final-Determination.pdf>.
141.  Ibid à 16-17. Le département de l’Énergie et de la Protection de l’environnement a noté que, si Millstone devait être mise hors service, l’atteinte des réductions statutaires des émissions GES serait « virtuellement impossible » [traduction].
142.  Ibid à 18. Contrairement à Millstone, Seabrook n’a pas fait de demande pour être considérée à risque de fermeture prématurée.
143.  Ibid à 16.
144.  Voir 2019 Ohio Laws File 12 (Am. Sub. H.B. 6), en ligne : <https://www.legislature.ohio.gov/legislation/legislation-documents?id=GA133-HB-6>.
145.  Ibid § 1 (sera codifié au Ohio Rev. Code § 3706.49).
146.  Ibid (sera codifié au Ohio Rev. Code § 3706.46).
147.  Ibid (sera codifié au Ohio Rev. Code § 3706.45).
148.  Ibid (sera codifié au Ohio Rev. Code § 3706.43).
149.  Ibid (sera codifié au Ohio Rev. Code § 4928.01). Le libellé de la loi stipule techniquement qu’elle s’applique à « toutes les installations de production appartenant directement ou indirectement à une société constituée avant 1960 par des services publics appartenant à des investisseurs dans le but initial de fournir de l’électricité au gouvernement fédéral pour la défense de la nation ou pour la promotion des intérêts nationaux, notamment l’Ohio Valley Electric Corporation[sic] » [traduction]. En pratique, cette disposition s’applique uniquement à l’OVEC.
150.  The Ohio Legislature, 133rd General Assembly, « House Bill 6, History », consulté le 8 août 2019, en ligne : <https://www.legislature.ohio.gov/legislation/legislation-status?id=GA133-HB-6>.
151.  2019 Wyo. Sess. Laws Ch. 193 (S.F. 159), en ligne : <https://www.wyoleg.gov/Legislation/2019/SF0159>.
152.  Ibid §1 (sera codifié au Wyo. Stat. § 37-3-116)
153.  Ibid.
154.  Ibid.
155.  Ibid (sera codifié au Wyo. Stat. § 37-2-133)
156.  2019 Pa. House Bill No. 11, § 1, en ligne : <https://www.legis.state.pa.us/CFDOCS/Legis/PN/Public/btCheck.cfm?txtType=PDF&sessYr=2019&sessInd=0&billBody=H&billTyp=B&billNbr=0011&pn=0864>, et 2019 Pa. Senate Bill No. 510, § 1, en ligne : <https://www.legis.state.pa.us/CFDOCS/Legis/PN/Public/btCheck.cfm?txtType=PDF&sessYr=2019&sessInd=0&billBody=S&billTyp=B&billNbr=0510&pn=0578>.
157.  2019 Pa. House Bill No. 11, § 2, et 2019 Pa. Senate Bill No. 510, § 2.
158.  « Three Mile Island Unit 1 To Shut Down By September 30, 2019 », (8 mai 2019), Exelon Corporation (blogue), en ligne : <https://www.exeloncorp.com/newsroom/three-mile-island-unit-1-to-shut-down-by-september-30-2019>.
159.  FirstEnergy Solutions, « FirstEnergy Solutions Files Deactivation Notice for Three Competitive Nuclear Generating Plants in Ohio and Pennsylvania », (28 mars 2018), en ligne : <https://www.fes.com/content/dam/fes/about/files/newsreleases/deactivation-release-final-letterhead.pdf> [FirstEnergy Solutions].
160.  Voir 2019 Mont. Senate Bill No. 331, en ligne : <https://leg.mt.gov/bills/2019/billpdf/SB0331.pdf>.
161.  Voir Montana Legislature, « Detailed Bill Information, Bill No. S.B. 311 », consulté le 8 août 2019, en ligne : <http://laws.leg.mt.gov/legprd/LAW0203W$BSRV.ActionQuery?P_SESS=20191&P_BLTP_BILL_TYP_CD=SB&P_BILL_NO=331&P_BILL_DFT_NO=&P_CHPT_NO=&Z_ACTION=Find&P_ENTY_ID_SEQ2=&P_SBJT_SBJ_CD=&P_ENTY_ID_SEQ=> (inscrivant le projet de loi dans « Died in Process » (mort au Feuilleton) et déclarant qu’il état « probablement mort » [traduction]; l’Assemblée législative du Montana a ajourné sine die le 25 avril 2019).
162.  Voir Grid Reliability and Resilience Pricing, 162 FERC ¶ 61,012 (2018). L’article 403 de la Department of Energy Organization Act est codifié au 42 U.S.C. § 7173 et permet au secrétaire de l’Énergie de soumettre des projets de règlement pour « décision finale » par la FERC.
163.  Voir « Secretary of Energy’s Direction that the Federal Energy Regulatory Commission Issue Grid Resiliency Rules Pursuant to the Secretary’s Authority Under Section 403 of the Department of Energy Organization Act », FERC Docket No. RM18-1-000, à 11 (28 sept. 2017), en ligne : <https://www.energy.gov/sites/prod/files/2017/09/f37/Secretary%20Rick%20Perry%27s%20Letter%20to%20the%20Federal%20Energy%20Regulatory%20Commission.pdf>.
164.  Grid Reliability and Resilience Pricing, 162 FERC ¶ 61,012 à la p. 15 (2018) (« Bien que certains commentateurs allèguent des problèmes de résilience ou de fiabilité du réseau en raison du retrait potentiel de ressources particulières, nous estimons que ces affirmations ne démontrent pas le caractère injuste ou déraisonnable des tarifs d’OTR/OSI existants. De plus, les commentaires détaillés soumis par les OTR/OSI n’indiquent aucun retrait passé ou prévu de générateurs qui pourrait menacer la résilience du réseau. » [traduction])
165.  Ibid à la p. 16.
166.  Ibid.
167.  Request for Emergency Order Pursuant to Federal Power Act Section 202(c), FirstEnergy Solutions Corp. (29 mars 2018), en ligne : <https://statepowerproject.files.wordpress.com/2018/03/fes-202c-application.pdf>.
168.  FirstEnergy Solutions, supra note 160.
169.  Voir, par exemple, Order No. 202-17-1 (14 avril 2017) (accordant une demande de la Grand River Dam Authority pour maintenir temporairement les opérations de la tranche 1 de son Grand River Energy Center, afin d’obtenir une relève lors d’événements à faible charge et à haute tension alors que d’autres tranches étaient indisponibles; la tranche 1 était autrement tenue de cesser ses activités parce que la réglementation sur les émissions dans l’air n’était pas respectée, malgré deux prolongations de la période d’un an), en ligne : <https://www.energy.gov/sites/prod/files/2017/04/f34/Oklahoma.pdf>.
170.  Voir, p. ex. Order No. 202-08-1 (14 sept. 2008) (accordant une demande pour permettre à CenterPoint Energy de raccorder temporairement son système de distribution et de transport pour rétablir le courant à Entergy Gulf States, Inc. et aux coopératives d’électricité et aux clients municipaux après l’ouragan Ike), en ligne : <https://www.energy.gov/sites/prod/files/202%28c%29%20order%20202-08-1%20September%2014%2C%202008%20-%20CenterPoint%20Energy.pdf>.
171.  FirstEnergy Solutions, « FirstEnergy Solutions and FirstEnergy Nuclear Operating Company File Voluntary Petitions for Chapter 11 Restructuring », (31 mars 2018), en ligne : <https://www.fes.com/content/dam/fes/about/files/newsreleases/1-press-release-final.pdf>.
172.  Jennifer A. Dlouhy, « Trump Prepares Lifeline for Money-Losing Coal Plants », Bloomberg (1^er juin 2018), en ligne : < https://www.bloomberg.com/news/articles/2018-06-01/trump-said-to-grant-lifeline-to-money-losing-coal-power-plants-jhv94ghl>.
173.  Ibid.
174.  ECONOMIC REPORT OF THE PRESIDENT, TOGETHER WITH THE ANNUAL REPORT OF THE COUNCIL OF ECONOMIC ADVISERS, at 282 (2019), en ligne : <https://www.whitehouse.gov/wp-content/uploads/2019/03/ERP-2019.pdf>. Le rapport stipule ce qui suit :
     « Le besoin stratégique d’une réserve de production d’électricité pour favoriser la résilience du réseau est un défi qui s’apparente à de nombreux autres problèmes économiques. L’ensemble du portefeuille d’actifs de production aux États-Unis pourrait être admissible à faire partie d’une réserve, avec différents poids stratégiques attribués à divers types de production – par exemple, la production nucléaire ou charbonnière pourrait offrir de meilleurs avantages en matière de résilience et donc être choisie de préférence dans la réserve. » [traduction]
175.  Catherine Morehouse, « DOE has no ‘Regulatory or Statutory Ability’ to Create Coal, Nuclear Bailout, Says Perry », UTILITY DIVE (12 juin 2019) en ligne : < https://www.utilitydive.com/news/doe-has-no-regulatory-or-statutory-ability-to-create-coal-nuclear-bailou/556687>.
176.  Executive Office of the U.S. President, The President’s Climate Action Plan (juin 2013), en ligne : <https://obamawhitehouse.archives.gov/sites/default/files/image/president27sclimateactionplan.pdf>.
177.  Executive Order 13783 — Promoting Energy Independence and Economic Growth (28 mars 2017), en ligne : <https://www.federalregister.gov/documents/2017/03/31/2017-06576/promoting-energy-independence-and-economic-growth>.
178.  42 U.S.C § 7411(d) (normes de rendement pour les sources existantes; le reste de la vie utile d’une source).
179.  Draft National Environmental Policy Act Guidance on Consideration of Greenhouse Gas Emissions, 84 Fed. Reg. 30097 (26 juin 2019).
180.  Notice of Proposed Rulemaking, The Safer Affordable Fuel-Efficient (SAFE) Vehicles Rule for Model Years 2021-2026 Passenger Cars and Light Trucks, 83 Fed. Reg. 42986 (24 août 2018).
181.  Electric Storage Participation in Markets Operated by Regional Transmission Organizations and Independent System Operators, 162 FERC ¶ 61,127 (2018) [Electric Storage 162]; 167 FERC ¶ 61,154 (2019) (2019), Order No. 841-A (rejetant l’audience pour les demandes et affirmant ses déterminations dans l’ordonnance no 841) [Order No. 841].
182.  Order No. 841, supra note 182 à 5.
183.  Ibid à 8-9.
184.  Supra note 182.
185.  Plusieurs entités ont déposé des demandes de nouvelle audition et de clarification de l’ordonnance n° 841. Le 16 mai 2019, la FERC a rendu une ordonnance rejetant les demandes de nouvelle audience et rejetant en partie et accordant en partie les demandes de clarification. Voir Order No. 841-A.
186.  4 Code of Colorado Reg 723-3, en ligne : <https://www.sos.state.co.us/CCR/GenerateRulePdf.do?ruleVersionId=5738&fileName=4%20CCR%20723-3>.
187.  Chapitre 227 des lois de 2018, An Act to Advance Clean Energy, en ligne : <https://malegislature.gov/Laws/SessionLaws/Acts/2018/Chapter227>.
188.  A-3723 – Renewable Energy Bill, en ligne : <https://legiscan.com/NJ/text/A3723/2018>.
189.  New Mexico Energy Policy & Implementation Plan 2015, en ligne : <http://www.emnrd.state.nm.us/EnergyPolicy/documents/EMNRD_EnergyPolicy.pdf>.
190.  Public Utility Commission of Texas, Docket No. 48023 (déposé le 5 févr. 2018), en ligne : <https://interchange.puc.texas.gov/Search/Filings?ControlNumber=48023>.
191.  Scope of Competition in Electric Markets in Texas, Report to the 86^th Legislature, 15 janv. 2019, en ligne : <https://www.puc.texas.gov/industry/electric/reports/scope/2019/2019scope_elec.pdf>
192.  ISO New England Inc., 162 FERC ¶ 61,205, à la p. 1 (2018).
193.  Ibid à la p. 3.
194.  Ibid à la p. 7.
195.  Voir ibid aux p. 20-27. Voir aussi ibid LaFleur, Comm’r (concurring in part), Powelson, Comm’r (dissenting), Glick, Comm’r (dissenting in part and concurring in part).
196.  Voir Calpine Corp. v PJM Interconnection, L.L.C., 163 FERC ¶ 61,236, à la p. 23 (2018).
197.  Ibid.
198.  Ibid à la p. 7.
199.  Ibid aux p. 6-8.
200.  Ibid à la p. 6.
201.  Ibid à la p. 8.
202.  Calpine Corp. v PJM Interconnection, L.L.C., 168 FERC ¶ 61,051 (2019).
203.  U.S. Energy Information Administration, Four states updated their renewable portfolio standards in the first half of 2019 (24 juin 2019), en ligne : <https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=39953 (dernière consultation le 2 août 2019) [Four states portfolio].
204.  U.S. Energy Information Administration, Updated renewable portfolio standards will lead to more renewable electricity gernation (27 février 2019), en ligne : <https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=38492> (dernière consultation le 2 août 2019).
205.  Ibid.
206.  Ibid.
207.  Ibid.
208.  Ibid.
209.  Four states portfolio, supra note 203.
210.  Ibid.
211.  Ibid.
212.  Ibid.
213.  Maine.gov, Press Release, « Governor Mills Signs Major Renewable Energy and Climate Change Bills Into Law » (26 juin 2019), en ligne : <https://www.maine.gov/governor/mills/news/governor-mills-signs-major-renewable-energy-and-climate-change-bills-law-2019-06-26> (dernière consultation le 2 août 2019).
214.  Voir « New York Enacts 100% Clean Energy Law, Secures 1.7 GW of Offshore Wind », (19 juillet 2019), en ligne : <https://www.powermag.com/new-york-enacts-100-clean-energy-law-secures-1-7-gw-of-offshore-wind> (dernière consultation le 20 août 2019); US, New York State, Renewable Portfolio Standard, en ligne : <https://www.nyserda.ny.gov/All-Programs/Programs/Clean-Energy-Standard/Renewable-Portfolio-Standard> (dernière consultation le 20 août 2019).
215.  Voir Four states updated their renewable portfolio standards in the first half of 2019, U.S. Energy Information Administration (24 juin 2019), en ligne : <https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=39953> (dernière consultation le 2 août 2019).
216.  Voir « Massachusetts approves state’s first offshore wind contracts for 800 MW », (24 avril 2019) Utility Dive (blogue), en ligne : <https://www.utilitydive.com/news/massachusetts-approves-states-first-offshore-wind-contracts-for-800-mw/553353> (dernière consultation le 20 août 2019); « Massachusetts Starts Second Offshore Wind Solicitation Round », (24 mai 2019) offshoreWIND (blogue), en ligne : <https://www.offshorewind.biz/2019/05/24/massachusetts-starts-second-offshore-wind-solicitation-round> (dernière consultation le 20 août 2019).
217.  Voir « New Jersey taps Orsted’s 1.1 GW offshore wind project in country’s largest procurement to date », (24 juin 2019) UtilityDive (blogue), en ligne : < https://www.utilitydive.com/news/new-jersey-taps-rsteds-11-gw-offshore-wind-project-in-countrys-largest/557443> (dernière consultation le 20 août 2019).
218.  Voir « New York awards record 1,700 MW offshore wind contracts », (19 juillet 2019) UtilityDive (blogue), en ligne : <https://www.utilitydive.com/news/new-york-awards-record-1700-mw-offshore-wind-contracts/559091> (dernière consultation le 20 août 2019).
219.  Voir « Connecticut issues draft RFP for 2 GW offshore wind », (8 juillet 2018) UtilityDive (blogue), en ligne : <https://www.utilitydive.com/news/connecticut-issues-draft-rfp-for-2-gw-offshore-wind/558238> (dernière consultation le 20 août 2019).
220.  Reform of Generator Interconnection Procedures and Agreements, Order No. 845, 163 FERC ¶ 61,043 (2018).
221.  Voir ibid à la p. 11 (résumant la Standardization of Generator Interconnection Agreements and Procedures, Order No. 2003, FERC Stats. & Regs. ¶ 31,146 (2003)).
222.  Ibid à la p. 11.
223.  Ibid aux p. 23-25.
224.  Ibid à la p. 37.
225.  Ibid à la p. 2.
226.  Voir, par exemple, ibid aux p. 15-16 (expliquant que la procédure était issue, en partie, d’une pétition pour le projet de règlement déposé par l’American Wind Energy Association); Voir aussi ibid à la p. 516, no 902 (relevant un arriéré de 4 000 MW de production d’énergie éolienne primaire au Maine).
227.  Ibid aux p. 275, 278-79.
228.  Ibid à la p. 467.
229.  PG&E Files for Reorganization Under Ch 11, en ligne : <https://www.pge.com/en/about/newsroom/newsdetails/index.page?title=20190129_pge_files_for_reorganization_under_chapter_11>.
230.  Memorandum Decision on Action for Declaratory and Injunctive Relief, In re PG&E Corporation, No. 19-30088-DM (Bankr. N.D. Cal. 2019) en ligne : <https://www.courthousenews.com/wp-content/uploads/2019/06/pge-ferc-ruling.pdf>.
231.  2019 CA AB-1054 Public utilities: wildfires and employee protection (11 juillet 2019), en ligne : <https://leginfo.legislature.ca.gov/faces/billNavClient.xhtml?bill_id=201920200AB1054>.
232.  Final Rule, 83 Fed. Reg. 49184 (28 septembre 2018), en ligne : <https://www.federalregister.gov/documents/2018/09/28/2018-20689/waste-prevention-production-subject-to-royalties-and-resource-conservation-rescission-or-revision-of>.
233.  Proposed Rule, 83 Fed. Reg. 52056 (15 octobre 2018), en ligne : <https://www.federalregister.gov/documents/2018/10/15/2018-20961/oil-and-natural-gas-sector-emission-standards-for-new-reconstructed-and-modified-sources.https://www.federalregister.gov/documents/2018/10/29/2018-23570/oil-and-natural-gas-sector-emission-standards-for-new-reconstructed-and-modified-sources>.
234.  Transportation & Climate Initiative, Transportation & Climate Initiative Statement (18 décembre 2018), en ligne : <https://www.georgetownclimate.org/files/Final_TCI-statement_20181218_formatted.pdf>.
235.  Press Release, « Senator Ed Markey and Representative Ocasio-Cortez Introduce Green New Deal Resolution » (7 février 2019) en ligne : <https://www.markey.senate.gov/news/press-releases/senator-markey-and-rep-ocasio-cortez-introduce-green-new-deal-resolution>.
236.  H.R. Res. 109, 116^th Cong. (2019), en ligne : <https://www.congress.gov/bill/116th-congress/house-resolution/109>.
237.  Matthew Daly, « Senate Shuns Green New Deal Amid Claims of Bad Faith », Associated Press (26 mars 2019) en ligne : <https://www.apnews.com/d2eab3de3be140ba8c78d853a4323307>.
238.  Supra note 1.
239.  Thomas L. Friedman, « A Warning from the Garden », N.Y. Times (19 janvier 2007), en ligne : <https://www.nytimes.com/2007/01/19/opinion/19friedman.html?module=inline>.
240.  American Recovery and Reinvestment Act of 2009, Pub. L. No. 111-5, 123 Stat 115, en ligne : <https://www.govinfo.gov/app/details/PLAW-111publ5>.
241.  Supra note 2.
242.  Ibid.
243.  Ibid.
244.  Ibid.
245.  Opinion and Order, FERC v Coaltrain Energy, L.P., No. 2:16-cv-732-MHW, (ECF No. 45) (S.D. Ohio Mar. 30, 2018).
246.  Ibid. at 21.
247.  Ibid at 35 (citing SEC v. Masri, 523 F. Supp. 2d 361, 372 (S.D.N.Y 2007)).
248.  Joint Report Regarding Settlement, FERC v ETRACOM, LLC, No. 2:16 cv-1945-SB (ECF No. 33) (E.D. Cal. déposé le 17 août 2016); ETRACOM LLC & Michael Rosenberg, 163 F.E.R.C. ¶ 61,022 (2018).