INTRODUCTION DU DIRECTEUR DE RÉDACTION

Lorsque la Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie est parue pour la première fois il y a près de dix ans, la première édition de chaque année devait passer en revue les points forts de l’année en matière de réglementation de l’énergie, tant pour le Canada que pour les États-Unis. La version américaine s’appelait la position de Washington. Elle était rédigée par Robert Fleishman, alors rédacteur en chef de l’Energy Law Journal publié par l’Energy Bar Association à Washington. Elle est parue chaque année jusqu’à l’année dernière, lorsque nous avons rencontré une difficulté connue sous le nom de Covid-19. Cette année, La position de Washington est de retour. Nous remercions Robert pour ses compétences et son dévouement habituels. Nous avons appris au cours des dernières années à quel point le secteur de l’énergie au Canada est interconnecté avec le côté américain de l’industrie. Et nous avons également suivi de près les litiges transfrontaliers qui semblent surgir chaque année. Cette année n’est pas différente.

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L’évolution de la réglementation énergétique aux États-Unis influence de nombreux secteurs de l’industrie de l’énergie et touche un large éventail de questions. Nous rendons compte des principaux développements en matière de réglementation et de litige concernant l’énergie et l’environnement aux États-Unis, de la mi-2019 au début 2021, qui devraient intéresser les lecteurs de la Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie. Ce rapport n’aborde pas les développements concernant l’administration Biden.

I. INFRASTRUCTURES PÉTROLIÈRES, GAZIÈRES ET ÉLECTRIQUES

A) L’ENERGY ACT OF 2020 ET LA PIPES ACT OF 2020

Le 27 décembre 2020, le président Trump a signé une loi prévoyant des crédits omnibus massifs et un projet de loi d’aide COVID-19 de 900 milliards de dollars^[1]. Deux sections clés du projet de loi sont importantes pour les acteurs du marché de l’énergie et des infrastructures ainsi que pour les investisseurs : (1) Division Z, l’Energy Act of 2020, un programme énergétique bipartite qui représente la première mise à jour substantielle de la politique énergétique américaine en 13 ans; et (2) Division R, la Protecting Our Infrastructure of Pipelines and Enhancing Safety Act of 2020 (PIPES Act of 2020), qui contient de nombreuses modifications réglementaires ayant un impact sur les installations de gaz naturel liquéfié (GNL) à grande échelle, les pipelines de collecte de gaz et les installations de distribution de gaz.

L’Energy Act of 2020 est une loi bipartite et bicamérale présentée comme la première mise à jour complète de la politique énergétique nationale depuis l’Energy Independence and Security Act of 2007. Elle comprend de nombreuses mesures, mais elle établit ou réautorise principalement divers programmes destinés à faciliter les innovations et les percées dans les technologies d’énergie renouvelable et propre, autorisant 35 milliards de dollars de dépenses pour une série de programmes de recherche et de développement en matière d’énergie propre et de programmes connexes jusqu’en 2025.

L’Energy Act of 2020 contient plusieurs dispositions clés. Le titre I contient de nombreuses mesures axées sur la technologie et neutres sur le plan technologique visant à améliorer l’efficacité énergétique, notamment en chargeant le secrétaire américain de l’Énergie d’établir des programmes de remise pour encourager le remplacement des moteurs électriques et des transformateurs inefficaces sur le plan énergétique. Le titre II contient un certain nombre de mesures destinées à accélérer le développement de réacteurs nucléaires avancés améliorés, propres et évolutifs, comme l’établissement d’un programme visant à soutenir la disponibilité d’uranium faiblement enrichi et à haut dosage pour la recherche, le développement, la démonstration et l’utilisation commerciale dans le domaine civil. Le titre III comprend des mesures destinées à stimuler des investissements substantiels dans un large éventail de ressources énergétiques renouvelables, allant de l’énergie marine et de l’hydroélectricité à l’énergie géothermique, éolienne et solaire. Les titres IV et V couvrent la gestion et l’élimination du carbone et comprennent des mesures destinées à encourager l’innovation et les percées nécessaires pour réduire les obstacles financiers à une mise en œuvre à grande échelle et pour parvenir à un déploiement à l’échelle de l’économie du captage, de l’utilisation et du stockage du carbone. Le titre VIII contient un certain nombre de dispositions visant à accélérer la modernisation du réseau électrique. Enfin, le titre IX comprend un certain nombre de réformes visant à améliorer le département de l’Énergie.

Le titre I de la PIPES Act of 2020 charge le secrétaire américain des Transports de mettre à jour ou de promulguer des règlements qui affectent la sécurité de certaines installations de gazoduc, de collecte, de distribution et de GNL. Par exemple, le secrétaire des Transports doit mettre à jour les normes minimales d’exploitation et d’entretien applicables aux grandes installations de GNL (autres que les installations d’écrêtement des pointes) dans un délai de trois ans, doit promulguer une règle définitive régissant la sécurité des gazoducs de collecte, et une étude doit être menée concernant la capacité des exploitants à cartographier ces réseaux, et est tenu de promulguer des règlements supplémentaires pour traiter et réduire les émissions de méthane des gazoducs de transport et de distribution nouveaux et existants et assurer l’applicabilité des exigences de sécurité des pipelines aux pipelines de transport de gaz naturel ou autres et de liquides dangereux inactifs. Le titre II de la PIPES Act of 2020 exige que le secrétaire des Transports promulgue des règlements qui garantissent que chaque plan de gestion de l’intégrité de la distribution élaboré par un gestionnaire de réseau de distribution comprenne une évaluation de certains risques.

B) DÉFIS CONCERNANT LA DÉLIVRANCE DE PERMIS D’OLÉODUC

L’industrie des oléoducs a été témoin de plusieurs événements sans précédent qui ont mis en évidence les problèmes de délivrance de permis auxquels les oléoducs pourraient être de plus en plus confrontés à l’avenir.

Dakota Access Pipeline

Le Dakota Access Pipeline (DAPL), qui est maintenant en service depuis plus de trois ans, a connu une série de défaites juridiques inattendues qui ont laissé l’avenir du pipeline incertain.

Un coup dur a été porté le 6 juillet 2020, lorsqu’une cour fédérale de district a ordonné que le pipeline soit fermé en attendant une étude environnementale et vidé dans les 30 jours. L’ordonnance est née d’une contestation introduite par la tribu des Sioux de Standing Rock, la tribu des Sioux de Cheyenne River et d’autres tribus (les Tribus) concernant la suffisance de l’analyse environnementale du Corps des ingénieurs de l’armée américaine (le Corps) en vertu de la National Environmental Protection Act (NEPA) en relation avec l’octroi d’une servitude pour le DAPL. Plus tôt en 2020, la Cour de district a déterminé que le Corps avait enfreint la NEPA en ne produisant pas d’énoncé des incidences environnementales (EIE) malgré les conditions qui ont déclenché une telle exigence^[2]. La Cour de district a renvoyé l’affaire au Corps pour qu’il prépare un EIE, mais a demandé une séance d’information séparée sur la mesure provisoire appropriée pendant la procédure de renvoi^[3]. Dans l’avis accompagnant l’ordonnance du 6 juillet, la Cour de district a estimé que le « précédent favorable à la purge pendant un tel renvoi, associé à la gravité des lacunes du Corps », dictait que « la purge est le seul recours approprié…^[4] » [traduction]. En conséquence, la Cour de district a ordonné que Dakota Access, LLC (Dakota Access), le propriétaire du DAPL, « ferme l’oléoduc et le vide de pétrole d’ici le 5 août 2020…^[5] » [traduction].

Dakota Access a rapidement déposé une requête urgente de suspension en attendant l’appel auprès de la Cour d’appel des États-Unis pour le circuit du district de Columbia (D.C.), arguant que l’ordonnance du 6 juillet violerait de manière incurable et irréparable les droits de Dakota Access, incluant des pertes dépassant 1 milliard de dollars, et infligerait 7,5 milliards de dollars de pertes aux entreprises et aux employés du Dakota du Nord ainsi qu’au budget de l’État jusqu’en 2021. Le jour qui avait été initialement fixé comme date limite pour fermer le DAPL, le circuit du D.C. a rendu une ordonnance qui a permis au DAPL de continuer de fonctionner mais a rejeté la demande de sursis de Dakota Access. Dans l’ordonnance, le circuit du D.C. a également déclaré qu’il attendait des appelants qu’ils « clarifient leur position devant la Cour de district quant à savoir si le Corps a l’intention d’autoriser la poursuite de l’exploitation du pipeline malgré l’annulation de la servitude et de la Cour de district qu’elle envisage des mesures supplémentaires au besoin^[6] » [traduction].

Le litige a depuis lors été porté devant la Cour de district et le circuit du D.C. En août, le Corps a fourni à la Cour de district une mise à jour de la situation dans laquelle il a indiqué que, selon ses règlements, parce que la servitude a été annulée, le DAPL constitue maintenant un cas d’empiètement sur la propriété fédérale^[7]. Cependant, le Corps a indiqué qu’il n’avait pas l’intention d’exercer son pouvoir discrétionnaire pour recommander immédiatement une application de la loi en échange de l’engagement de Dakota Access de respecter les conditions de la servitude annulée. Dans le circuit du D.C., les parties ont soulevé la question de savoir si la Cour de district avait commis une erreur en déterminant qu’un EIE était nécessaire et que l’annulation était le recours approprié en cas de renvoi.

Pipeline Keystone XL

Le pipeline Keystone XL, en difficulté depuis plus de dix ans, a frappé un autre mur de réglementation. En vertu de la loi américaine, une partie cherchant à construire, à exploiter et à entretenir un pipeline transfrontalier de pétrole liquide ou de produits pétroliers doit obtenir un permis présidentiel^[8]. TC Energy Corporation (TC Energy) a demandé pour la première fois un permis présidentiel en 2008, que le secrétaire d’État américain a rejeté début 2012. TC Energy a demandé un autre permis pour la construction de Keystone XL en 2012. Le secrétaire d’État a également rejeté cette demande, estimant que la délivrance d’un permis pour la construction du pipeline ne servirait pas l’intérêt national. Mais le 24 janvier 2017, le président Donald Trump a publié un mémorandum dans lequel il invitait TC Energy à faire une nouvelle demande de permis pour la construction de Keystone XL. Le 29 mars 2019, le permis présidentiel pour Keystone XL a finalement été délivré. Cependant, comme c’est souvent le cas avec les permis présidentiels, le permis présidentiel de Keystone XL était soumis à des conditions expresses, notamment une condition stipulant que le permis « peut être résilié, révoqué ou modifié à tout moment à la seule discrétion du président^[9] » [traduction].

C) NOUVELLES POLITIQUES DE LA FERC SUR LE RENDEMENT EN CAPITAUX PROPRES POUR LES SERVICES PUBLICS D’ÉLECTRICITÉ, LES GAZODUCS ET LES OLÉODUCS

En mai 2020, la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) a rendu deux ordonnances clés établissant de nouvelles politiques pour déterminer la composante de rendement des capitaux propres (RCP) des taux de coûts du service facturés par les services publics d’électricité, les gazoducs et les oléoducs relevant de sa compétence. Tout d’abord, en ce qui concerne les services publics d’électricité, la FERC a rendu une ordonnance fixant la composante de RCP des tarifs facturés par les propriétaires de réseaux de transport d’électricité dans la région de Midcontinent Independent System Operator (MISO)^[10]. Deuxièmement, la FERC a publié un énoncé de politique sur la détermination du RCP pour les gazoducs et les oléoducs^[11]. Ces deux ordonnances marquent une rupture par rapport aux méthodes de RCP précédemment utilisées par la FERC pour ces industries et pourraient avoir un impact significatif sur les bénéfices des entités relevant de sa compétence, et sur les rendements finalement réalisés par leurs investisseurs.

La FERC utilise généralement les principes de tarification au coût du service lorsqu’elle établit les tarifs des entités relevant de sa compétence en vertu desquels les tarifs sont conçus en fonction du coût de la prestation du service, y compris la possibilité d’obtenir un taux de rendement raisonnable sur les investissements de l’entité. En fixant la composante de RCP des tarifs, la FERC doit se conformer à la jurisprudence de la Cour suprême qui a statué que « le rendement pour l’actionnaire devrait être proportionnel au rendement des investissements dans d’autres entreprises présentant des risques correspondants. Ce rendement doit en outre être suffisant pour assurer la confiance dans l’intégrité financière de l’entreprise, de manière à maintenir son crédit et à attirer des capitaux^[12] » [traduction]. Depuis les années 1980, la FERC s’est appuyée presque exclusivement sur la méthode d’actualisation des flux de trésorerie (AFT) pour déterminer les RCP des entités relevant de sa compétence.

Cependant, dans une ordonnance d’octobre 2018 portant sur une plainte contre les propriétaires de réseaux de transport en Nouvelle-Angleterre, la FERC a proposé d’abandonner son utilisation exclusive de la méthode d’AFT pour les services publics, considérant les résultats du coût des capitaux propres de trois méthodes supplémentaires : (1) le modèle d’évaluation des actifs financiers (MEDAF), (2) la prime de risque et (3) les gains escomptés^[13].

Par la suite, la FERC a émis un avis d’enquête en mars 2019 et rendu une ordonnance^[14] en novembre 2019 concernant le RCP des propriétaires de transport de MISO^[15]. Dans cette dernière ordonnance, la FERC a adopté une politique de RCP pour les services publics qui accorde le même poids aux résultats du modèle d’AFT et du MEDAF, en faisant la moyenne de ceux-ci, mais qui rejette l’utilisation des modèles de prime de risque et de gains escomptés^[16]. La FERC n’a pas adopté ou proposé ces réformes pour les RCP des gazoducs ou des oléoducs; à la place, la FERC a demandé des commentaires dans son avis d’enquête de mars 2019 sur la question de savoir si les changements de politique en matière de RCP seraient appropriés pour les gazoducs ou les oléoducs.

L’ordonnance visant MISO et l’énoncé de politique sur le RCP des pipelines de la FERC adoptent de nouvelles politiques de RCP pour le transport d’électricité et les tarifs des gazoducs et des oléoducs, et ces politiques diffèrent entre le secteur de l’électricité et celui des pipelines.

Dans l’ordonnance visant MISO, la FERC a accordé une nouvelle audience concernant divers aspects de l’avis n° 569, établissant une nouvelle politique pour déterminer les RCP des services publics en faisant la moyenne des résultats de trois méthodes : (1) l’AFT, (2) le MEDAF et (3) la prime de risque. La FERC a constaté que l’utilisation de ces trois méthodes permettrait d’accroître la fiabilité des résultats de RCP. Bien que la FERC ait précédemment rejeté la méthode de la prime de risque, elle a changé de cap et l’a incluse dans son analyse du RCP parce que le fait d’en faire la moyenne avec les autres modèles réduirait la volatilité des RCP.

Dans l’énoncé de politique sur le RCP des pipelines, la FERC a présenté sa nouvelle politique de détermination des RCP des gazoducs et des oléoducs, qui suit en partie la politique décrite dans l’ordonnance visant MISO avec quelques modifications clés pour tenir compte des différences entre les industries respectives.

La plus grande divergence dans les politiques concerne les méthodes que la FERC utilisera pour calculer le RCP des gazoducs et des oléoducs. Plus précisément, la FERC a adopté les méthodes d’AFT et de MEDAF, mais a rejeté la méthode de la prime de risque pour les gazoducs et les oléoducs. La FERC a justifié ce traitement disparate en faisant remarquer qu’il y a très peu de décisions ou de règlements de la FERC prévoyant un RCP déclaré pour les gazoducs et les oléoducs en raison de la prédominance des règlements de la « boîte noire » qui n’énumèrent pas de RCP spécifiques. En conséquence, la FERC a rejeté la méthode de la prime de risque pour les gazoducs et les oléoducs parce qu’elle et les parties intéressées ne disposent tout simplement pas des données nécessaires pour appliquer cette méthode aux gazoducs et aux oléoducs.

Bien que l’application par la FERC des nouvelles politiques de RCP dans les procédures individuelles dépende des circonstances et des conditions de marché spécifiques au moment où ces procédures sont engagées, les nouvelles politiques contiennent certaines révisions qui pourraient bénéficier tant aux services publics qu’aux entreprises d’oléoducs et de gazoducs et qui pourraient aboutir à des déterminations de RCP plus élevées que si la FERC s’appuyait exclusivement sur sa méthode traditionnelle d’AFT. Malgré cela, des questions subsistent quant à savoir si les politiques de RCP produiront des taux de rendement de capitaux investis dans les infrastructures électriques, pétrolières et de gaz naturel suffisants pour soutenir les objectifs de la politique énergétique fédérale et des États. Il existe également une certaine incertitude quant à la manière dont les politiques de RCP récemment adoptées se comporteront face aux contestations juridiques. En conséquence, il est probable qu’il y ait une incertitude jusqu’à ce que ces procédures aboutissent à une résolution finale, ce qui pourrait prendre un certain temps.

D) PLANIFICATION DU TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ

Au cours des dernières années, la demande pour une réforme des exigences de planification et de répartition des coûts de transport de l’ordonnance n^o 1000 de la FERC a constamment augmenté. Les observateurs de la FERC dans le secteur de l’électricité attendaient avec impatience un signe des choses à venir, et 2020 a vu encore plus de défis pour les organismes de transport régionaux (OTR) et les exploitants de réseaux indépendants (ERI) dans la mise en œuvre de l’ordonnance n^o 1000^[17]. Bien que les détails de ces défis diffèrent d’un cas à l’autre, la plupart d’entre eux ont en commun de chercher à étendre la planification concurrentielle du transport en augmentant le type et le nombre de projets de transport soumis à un appel d’offres. La FERC a largement repoussé ces contestations, mais beaucoup de ses décisions ont fait l’objet d’un appel devant le circuit du D.C. et restent en suspens. Il est donc possible que les récents efforts visant à étendre la planification concurrentielle du transport puissent encore porter leurs fruits. En outre, il y a également eu des développements significatifs au niveau des États concernant la planification du transport.

Les lecteurs se rappelleront peut-être que, dans l’ordonnance n^o 1000, la FERC a éliminé 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 une concurrence pour les projets de transport en permettant aux promoteurs non titulaires de projets de transport de concurrencer les services publics en place pour développer certains projets de transport. Toutefois, en supprimant le DPR fédéral, la FERC a refusé d’empêcher expressément les États d’adopter des lois sur le DPR qui rétabliraient effectivement les protections précédemment accordées par le DPR fédéral.

Trois États — le Minnesota, le Texas et l’Iowa — ont maintenant adopté de telles lois, et ces trois lois ont été contestées devant les tribunaux. Les lois du Minnesota et du Texas ont été contestées au motif qu’elles violent la clause commerciale dormante de la Constitution américaine. La loi du Minnesota a survécu à cette contestation devant la Cour de district des États-Unis et devant la Cour d’appel des États-Unis pour le huitième circuit^[18]. Toutefois, une requête pour un bref de certiorari a été déposée devant la Cour suprême des États-Unis^[19]. De même, la loi sur le DPR de l’État du Texas, qui a été promulguée en mai 2019^[20], a survécu à une contestation déposée devant la cour américaine du district Ouest du Texas, qui a accordé une motion de rejet du procès^[21]. Cette affaire a fait l’objet d’un appel devant la Cour d’appel des États-Unis pour le cinquième circuit. La cour a entendu les plaidoiries en juin 2020^[22]. En octobre 2020, certains promoteurs de transport ont déposé une requête contestant la loi sur le DPR de l’Iowa, qui a été promulguée en juin 2020^[23]. Contrairement aux autres contestations, cette requête fait valoir que la loi viole l’interdiction sur le trafic d’influence dans la constitution de l’État de l’Iowa, l’exigence selon laquelle le titre d’un projet de loi doit contenir l’objet du projet et l’exigence selon laquelle toutes les lois doivent fonctionner de manière uniforme.

Bien qu’il reste à voir comment ces cas de DPR d’État se dérouleront, leur résolution pourrait avoir une incidence sur le pouvoir des États de déterminer quelles entités peuvent construire des infrastructures de transport et dans quelle mesure les infrastructures de transport aux États-Unis seront développées par le biais d’appels d’offres concurrentiels obligatoires au niveau fédéral.

E) CERTIFICATS ET ORDONNANCES DE DÉLAI DE LA FERC POUR LES GAZODUCS ET LE GNL

Pendant des décennies, la FERC a permis aux propriétaires de gazoducs interétatiques d’entamer des activités de construction alors que des demandes de réexamen du certificat de la Natural Gas Act (NGA) du gazoduc étaient en cours. La FERC a mis en œuvre cette pratique en rendant des ordonnances, communément appelées « ordonnances de délai », afin de se donner du temps supplémentaire — dans certains cas des années — pour examiner les arguments soulevés lors d’une nouvelle audience, tout en autorisant la poursuite des activités de construction avant que la FERC ne termine son examen en rendant une ordonnance traitant du bien-fondé des demandes de nouvelle audience. Bien que cette pratique ait été maintes fois confirmée par les tribunaux, elle a été de plus en plus attaquée ces dernières années par les parties concernées qui estiment qu’elle empêche un véritable contrôle judiciaire de la décision de la FERC car, en vertu de la NGA, la décision de l’agence ne peut faire l’objet d’un appel devant un tribunal tant que la FERC n’a pas rendu une ordonnance de nouvelle audience sur le fond.

Le 30 juin 2020, le circuit du D.C. a émis un avis renversant son avis précédent et invalidant l’utilisation par la FERC des ordonnances de délai de cette manière^[24]. Le circuit du D.C. a émis son avis quelques semaines seulement après la publication de l’ordonnance n° 871 de la FERC, qui visait à répondre aux préoccupations des propriétaires fonciers concernant les pipelines en cours de construction avant que la FERC ne termine sa procédure de nouvelle audience, en modifiant les règlements de la FERC afin de limiter les autorisations d’entamer la construction des installations d’exportation et d’importation de GNL et des installations de gazoduc interétatiques certifiées en vertu des articles 3 et 7(c) de la NGA^[25] pendant que les demandes de nouvelle audience sont en cours^[26]. L’avis du circuit du D.C. et l’ordonnance n° 871 de la FERC représentent tous deux des indications de changements importants dans la loi et la politique de la FERC respectivement.

En vertu de la NGA, aucune partie ne peut demander le contrôle judiciaire d’une ordonnance de la FERC avant d’avoir demandé une nouvelle audience de la décision de la FERC et que l’agence ait rendu une ordonnance répondant à la demande de nouvelle audience. En vertu de la loi, une demande de nouvelle audience est réputée être rejetée de plein droit si la FERC n’y donne pas suite dans les 30 jours, ce qui permet alors à une partie lésée de demander un contrôle judiciaire de la décision de la FERC devant une cour d’appel fédérale^[27]. Toutefois, afin de répondre sur le fond aux nombreuses questions soulevées dans les demandes de nouvelle audience, la FERC avait depuis longtemps pour pratique de rendre des ordonnances de délai afin de se donner du temps supplémentaire pour examiner les questions, tout en permettant au titulaire d’un certificat de poursuivre la construction. Au fil des ans, divers plaideurs ont allégué que cette pratique était injuste pour les propriétaires fonciers concernés et les parties intéressées, mais le circuit du D.C. (et d’autres tribunaux) a confirmé la capacité de la FERC à rendre des ordonnances de délai de cette manière dans diverses procédures depuis la décision initiale sur la question en 1969^[28]. Le récent avis dans l’affaire Allegheny Defense Project v FERC annule ce précédent et invalide l’utilisation par la FERC des ordonnances de délai pour se donner plus de 30 jours pour répondre aux demandes de nouvelle audience.

L’avis a été émis à la suite d’arguments oraux devant le tribunal en banc dans le cadre d’un appel d’une ordonnance de certificat de la FERC autorisant la construction et l’exploitation d’un projet de gazoduc interétatique. Le tribunal en banc a accordé une nouvelle audience à une décision antérieure rendue par un comité de trois juges du circuit du D.C., qui a confirmé l’ordonnance de certificat de la FERC et l’ordonnance de délai dans la procédure. Conjointement avec la décision du comité initial, la juge Patricia Millett du circuit du D.C. a déposé une longue opinion concordante remettant en question l’équité de la pratique de la FERC qui consiste à rendre des ordonnances de délai et la viabilité continue du précédent du circuit du D.C. confirmant la pratique de la FERC^[29].

Dans son avis, le circuit du D.C. a renversé plus de 50 ans de précédent et a soutenu que « les ordonnances de délai ne sont pas le genre d’action dans le cas d’une demande de nouvelle audience qui peut résister à un rejet présumé et à la possibilité d’un contrôle judiciaire^[30] » [traduction]. Le tribunal a estimé que la FERC ne pouvait pas ignorer la conséquence juridictionnelle de son inaction, étant donné le délai explicite de 30 jours prévu par la NGA pour agir sur les demandes de nouvelle audience. En outre, la Cour a estimé que le Congrès avait explicitement fourni à la FERC quatre options au titre de la NGA sur la manière dont elle pouvait agir en cas de demande de nouvelle audience : (1) accorder une nouvelle audience, (2) refuser une nouvelle audience, (3) abroger sa décision sans autre audience ou (4) modifier sa décision sans autre audience. La Cour a conclu que l’utilisation par la FERC des ordonnances de délai ne faisait pas partie de ces options, et elle a donc invalidé l’utilisation par la FERC des ordonnances de délai pour prolonger le délai d’examen des questions soulevées dans les demandes de nouvelle audience.

Quelques semaines avant la décision du circuit du D.C., la FERC a rendu l’ordonnance n° 871 traitant de certaines des mêmes questions que celles soulevées dans l’avis du tribunal. Dans l’ordonnance n° 871, la FERC a révisé ses règlements afin d’empêcher l’agence d’autoriser le détenteur d’un certificat au titre de la NGA à procéder à la construction d’un gazoduc inter-États et d’installations de GNL approuvés par la FERC jusqu’à ce que : (i) la FERC agit sur le fond des demandes de nouvelle audience déposées dans les délais ou (ii) le délai pour demander une nouvelle audience est passé sans qu’aucune demande de nouvelle audience ne soit déposée. La FERC a déclaré que le changement de règle vise à équilibrer le besoin de l’agence de répondre aux préoccupations soulevées lors de la nouvelle audience avec les préoccupations liées à la poursuite de la construction avant que l’agence n’ait terminé son examen, ces dernières ayant été soulevées par la juge Millett dans son opinion concordante mentionnée ci-dessus.

La FERC a rendu l’ordonnance n° 871 en tant que règle finale instantanée, ce qui signifie que le changement de règle a été réalisé sans préavis ni possibilité de commentaires publics en vertu de l’Administrative Procedures Act, car il ne concerne que des questions de procédure de l’agence. Bien que certains membres de l’industrie des gazoducs interétatiques, et l’association professionnelle qui les représente, aient déposé des recours pour demander un contrôle judiciaire de l’ordonnance n° 871, il reste à voir comment les autres parties prenantes, y compris les propriétaires fonciers et les groupes environnementaux potentiellement concernés, verront la modification des règles de la FERC, et il n’est pas clair si les parties prenantes historiquement lésées la jugeront suffisante, avec l’avis, pour répondre à leurs préoccupations.

Il est probable que l’avis et l’ordonnance n° 871 de la FERC se conjuguent pour retarder la construction et finalement augmenter le coût des gazoducs et des installations de GNL approuvés par la FERC, ce qui pourrait créer une incertitude pour les promoteurs de projets et les investisseurs. Outre les implications pour les procédures relatives au GNL et aux gazoducs interétatiques, l’avis a eu des répercussions importantes sur les procédures de la FERC dans sa compétence issue de la Federal Power Act (FPA). Les dispositions pertinentes de la FPA et de la NGA sont identiques^[31]. À la suite de la décision du circuit du D.C. mentionnée ci-dessus, la FERC a commencé à rendre des ordonnances de nouvelle audience sur le fond dans un délai de 30 jours ou a émis des avis rejetant de nouvelles audiences dans les procédures en vertu de la NGA et de la FPA. Pour les avis de rejet de nouvelle audience, la FERC émet maintenant soit des rejets de base par application de la loi, soit des avis de rejet de nouvelle audience par application de la loi et prévoyant un examen plus approfondi, ce dernier indiquant l’intention de la FERC de rendre une ordonnance de nouvelle audience sur le fond en citant l’autorité de la FERC en vertu de la NGA et de la FPA « de modifier ou d’annuler » l’ordonnance sous-jacente.

II. L’ADMINISTRATION TRUMP POURSUIT SES EFFORTS POUR METTRE FIN AU PLAN D’ACTION POUR LE CLIMAT DU PRÉSIDENT OBAMA

En 2020, l’administration Trump a poursuivi ses efforts pour faire reculer la réglementation environnementale sur une myriade de sujets allant des émissions de méthane aux études d’impact environnemental dans le cadre de la NEPA. De nombreuses modifications réglementaires font toujours l’objet de litiges ou pourraient être annulées par la nouvelle administration Biden, ce qui laisse le paysage réglementaire quelque peu incertain.

A) ABROGATION DU PEP ET REMPLACEMENT PAR LA RÈGLE D’ACE

Le Plan d’énergie propre (PEP) publié par l’Environmental Protection Agency (EPA) des États-Unis en octobre 2015^[32] dans le cadre de la Clean Air Act a limité les émissions de dioxyde de carbone (CO₂) des installations de production d’électricité existantes. Dans le cadre du PEP, les émissions de CO₂ à l’échelle nationale seraient réduites d’environ 30 % par rapport aux niveaux de 2005 d’ici 2030, avec un objectif intermédiaire flexible. En juillet 2019, l’EPA a abrogé le PEP^[33], ce qui a entraîné le rejet par le circuit du D.C. d’un litige de longue date contestant le PEP^[34]. En septembre 2019, le circuit du D.C. a rejeté l’affaire comme étant sans objet en raison de l’objection d’un groupe de plaideurs gouvernementaux et à but non lucratif qui soutenaient le PEP et qui cherchaient collectivement à obtenir une décision de la cour sur la portée de l’autorité de l’EPA pour réglementer les émissions de dioxyde de carbone en vertu de la Clean Air Act, même si le PEP a été annulé. Cependant, comme le PEP n’est jamais entré en vigueur en raison d’un délai accordé par la Cour suprême, le rejet du litige — et l’abrogation du PEP même — n’ont eu que peu d’effet pratique sur les entités réglementées.

Le jour même où l’EPA a abrogé le PEP, elle l’a remplacé par la règle d’« Affordable Clean Energy » (ACE)^[35], qui s’appuie sur une vision plus limitée du pouvoir de l’EPA de réglementer les émissions des sources existantes. La règle d’ACE offre une plus grande souplesse réglementaire, en transférant aux États une plus grande responsabilité dans l’élaboration et la mise en œuvre de normes de performance pour les installations de production d’électricité existantes, et a probablement un impact plus limité sur la réduction des émissions de CO₂ que le PEP. Des dizaines d’États, d’organisations de santé publique et environnementales et de groupes industriels ont contesté la règle d’ACE dans le circuit du D.C., et la règle d’ACE reste actuellement en litige^[36]. Alors que l’EPA a annoncé qu’elle allait procéder à des révisions de son règlement « New Source Review » (NSR), pour les nouvelles installations de production d’électricité en même temps qu’elle prenait des mesures pour abroger et remplacer l’ACE, l’élaboration d’un règlement NSR distinct pour les nouvelles installations de production d’électricité a été retardée et, à la date de rédaction du présent document, n’est pas encore achevée^[37]. Certains plaideurs contestant la règle d’ACE ont demandé que le litige soit mis en pause en attendant la publication du règlement NSR, mais le circuit du D.C. a rejeté ces demandes.

B) DIRECTIVES DE LA NEPA SUR LE CLIMAT ET LE COÛT SOCIAL DU CARBONE

Les activités d’exploration et de production d’énergie sur les terres fédérales sont généralement soumises aux exigences d’évaluation environnementale de la NEPA. La NEPA exige que les agences fédérales, y compris le département de l’Intérieur, évaluent les actions des principales agences susceptibles d’avoir un impact significatif sur l’environnement humain. En juillet 2020, le Council on Environmental Quality (CEQ) de la Maison Blanche a publié les premiers changements de fond importants au règlement d’application de la NEPA depuis plus de 40 ans^[38]. Le règlement révisé rationalise le processus d’examen environnemental en réduisant, entre autres, le temps dont disposent les agences fédérales pour mener à bien leurs examens au titre de la NEPA. Le changement le plus controversé consiste à supprimer l’obligation pour les agences fédérales d’évaluer les impacts cumulés, ce qui est considéré par les groupes environnementaux comme un moyen pour les agences fédérales d’éviter de prendre en compte l’impact des actions gouvernementales sur les émissions de gaz à effet de serre (GES) et le changement climatique.

La réglementation a été contestée par les États et les groupes de défense de l’environnement et de la santé dans diverses cours de district fédérales, et le litige est toujours en cours^[39]. Les parties au litige dans l’affaire Wild Virginia devant la Cour de district des États-Unis pour le district de l’Ouest de la Virginie ont demandé une injonction préliminaire pour empêcher l’entrée en vigueur du règlement qui vise à rationaliser la NEPA. Le tribunal a refusé d’interdire le règlement et en a autorisé l’entrée en vigueur, comme prévu, le 14 septembre 2020. Les plaignants de Wild Virginia ont demandé un jugement sommaire en novembre 2020; la requête reste pendante devant la cour. Conformément aux directives de l’Office of Management and Budget (OMB) qui enjoint les agences de mettre à jour leurs règlements d’application^[40] de la NEPA, les agences fédérales — y compris le département de l’Intérieur et le Service des forêts des États-Unis – ont commencé à mettre en œuvre les mesures de rationalisation par le biais de nouvelles directives et de règlements propres aux agences.

C) NORMES D’ÉCONOMIE DE CARBURANT POUR LES AUTOMOBILES

En septembre 2019, la National Highway Traffic Safety Administration (NHTSA) et l’EPA ont mis au point un règlement connu sous le nom de « Preemption Regulation », la première partie de la règle « Safer Affordable Fuel Efficiency Vehicles » (SAFE)^[41]. Le règlement de préemption conférait au département des Transports des États-Unis l’autorisation d’établir des normes nationales d’économie d’essence et d’émissions pour les véhicules à moteur et préemptait des programmes similaires des États, entraînant le retrait en janvier 2013 de la dérogation de préemption accordée à la Californie en vertu de la Clean Air Act pour ses propres exigences en matière de GES et d’émissions nulles pour les véhicules à moteur. L’annulation de la dérogation a un impact important sur la Californie et les treize États qui ont adopté ses normes. La justification de l’annulation par les agences repose en grande partie 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. Le retrait de la dérogation a fait l’objet de nombreux litiges devant les cours de district fédérales^[42] et le circuit du D.C.^[43] en raison d’exigences différentes en ce qui concerne le lieu pour entendre les contestations du règlement promulgué par la NHTSA et l’EPA.

En avril 2020, la NHTSA et l’EPA ont publié de nouvelles normes en matière d’économie d’essence et d’émissions de GES pour les véhicules à passagers et les camions légers pour les années modèles 2021 à 2026 dans le cadre de la règle SAFE^[44]. Néanmoins, en l’absence de clarté sur le règlement de préemption pendant la durée du litige, certains constructeurs automobiles se sont engagés à poursuivre les efforts de la Californie pour réduire les émissions de GES. La Californie a annoncé qu’elle avait conclu une entente en août 2020 avec BMW (y compris Rolls Royce), Ford, Honda, Volkswagen (y compris Audi) et Volvo pour prendre des engagements volontaires de réduction annuelle des émissions de GES des véhicules jusqu’à l’année modèle 2026 et pour accélérer la transition vers les véhicules électriques^[45]. En outre, GM et Nissan se sont retirés du litige, annonçant leur intention de travailler avec l’État de la Californie pour établir des normes de bon sens en matière d’émissions des véhicules^[46].

III. STOCKAGE D’ÉNERGIE

A) LA FEDERAL STORAGE RULE ET LES TARIFS OTR/ERI CONTINUENT DE PROGRESSER

Comme les lecteurs s’en souviendront peut-être, en 2018, la FERC a publié une règle finale, l’ordonnance n^o 841^[47] (Electric Storage Participation in Markets Operated by Regional Transmission Organizations and Independent System Operators), traitant des ressources de stockage sur le territoire des OTR/ERI. Cette règle, qui vise à supprimer les obstacles à la participation des ressources de stockage à divers marchés de gros, comme les marchés de capacité, d’énergie et de services auxiliaires, exige que les OTR/ERI modifient leurs tarifs afin de développer un modèle de participation qui intègre davantage le stockage dans les marchés et qui tient compte des caractéristiques physiques et opérationnelles des ressources de stockage. L’ordonnance n^o 841 exigeait que tous les OTR/ERI 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 prescrits^[48].

Depuis notre dernier rapport, il y a eu des progrès significatifs dans la maturation de l’ordonnance fédérale cadre n^o 841 établie. Suite au rejet par la FERC des demandes de nouvelle audience dans cette procédure, certaines entités ont déposé des requêtes de contrôle judiciaire dans le circuit du D.C., cherchant à contester certains aspects de l’ordonnance n^o 841. Plus important encore, ces entités cherchaient à renverser la décision de la FERC de ne pas permettre aux États et à d’autres autorités de réglementation du commerce de détail de se soustraire au cadre de l’ordonnance n^o 841 en interdisant aux ressources de stockage d’énergie situées sur leur territoire de participer aux marchés d’OTR/ERI. Le 10 juillet 2020, le circuit du D.C. a confirmé l’ordonnance n^o 841 sur ces contestations, concluant, entre autres, que la FERC a agi dans les limites de son autorité en interdisant aux autorités de réglementation du commerce de détail d’interdire aux ressources de stockage de participer aux marchés de gros^[49]. Bien que le tribunal ait laissé ouverte la possibilité que les États puissent à l’avenir contester le cadre réglementaire de l’ordonnance n^o 841 tel qu’il est appliqué, dans la mesure où un État désigne des règlements d’État spécifiques avec lesquels, selon lui, l’ordonnance n^o 841 est en conflit^[50], la conclusion du tribunal selon laquelle l’ordonnance n^o 841, à première vue, n’empiète pas de manière inadmissible sur la compétence des autorités de réglementation du commerce de détail a atténué l’une des sources les plus importantes d’incertitude réglementaire persistante associée à l’ordonnance n^o 841.

Parallèlement à ce processus de nouvelle audience et de révision judiciaire, les OTR/ERI ont avancé rapidement dans l’élaboration de leurs propositions de règles pour se conformer à l’ordonnance n^o 841. À partir de 2019 et jusqu’en 2020, tous les OTR/ERI assujettis à la compétence de la FERC ont déposé leurs projets de tarifs modifiés auprès de la FERC. La FERC s’est engagée dans un processus de conformité itératif dans le cadre duquel l’agence a accepté en partie les propositions de conformité et a ordonné le dépôt d’autres propositions de conformité pour modifier ou préciser certains aspects des modifications tarifaires proposées par chaque OTR/ERI. La FERC a accepté les tarifs modifiés de chaque OTR/ERI et, par conséquent, les règles régissant la participation des ressources de stockage d’énergie aux marchés de gros sont entrées en vigueur dans tous les OTR/ERI, à l’exception de Southwest Power Pool, Inc. et de MISO dont les tarifs modifiés doivent entrer en vigueur en août 2021 et en juin 2022, respectivement^[51].

B) STOCKAGE COMME TRANSPORT

En août 2020, la FERC a accepté une proposition de MISO visant à permettre le recouvrement des coûts pour les projets de stockage d’énergie qui répondent aux besoins des réseaux de transport^[52]. Les projets désignés sous le nom de « Storage as a Transmission Only Asset » (SATOA) de MISO sont admissibles pour concurrencer les projets de transport conventionnels par poteaux et par fils dans le cadre du programme « MISO Transmission Expansion Planning » (MTEP), peuvent récupérer les coûts grâce au tarif de MISO et n’ont pas besoin d’attendre dans la file d’interconnexion de MISO qui dure des années.

Conformément au précédent et à la politique de la FERC^[53], les projets de SATOA ne peuvent pas recevoir de revenus provenant de la vente d’énergie sur les marchés de MISO, et tout revenu de ce type reçu accidentellement pendant les activités de SATOA doit être recrédité aux clients du transport. Les exploitants de SATOA doivent s’assurer que leurs projets maintiennent des états de charge adéquats pour remplir leurs fonctions de stabilité du transport lorsqu’ils sont sollicités.

D’autres marchés développent leurs propres propositions en vue de promouvoir l’intégration des ressources de stockage d’énergie comme solutions aux problèmes de transport. Notamment, PJM Interconnection, L.L.C. (PJM) a travaillé avec des parties intéressées à l’élaboration d’une proposition pour le stockage comme ressource de transport. Le comité de planification de PJM doit se pencher sur la question lors d’une session spéciale le 4 février 2021^[54].

Une proposition distincte du propriétaire de transport de PJM, la Kentucky Power Company, visant à assurer le recouvrement des coûts de son projet de stockage d’énergie de Middle Creek par le biais de ses tarifs de transport a été rejetée par la FERC après avoir constaté que le projet était « plus analogue à une génératrice de secours desservant un sous-ensemble de clients au détail qu’à une installation de transport…^[55] » [traduction]. La FERC a affirmé qu’elle continuerait d’examiner au cas par cas si les installations de stockage se qualifient comme transport, et le projet Middle Creek — qui permettait l’îlotage des charges de détail pendant les pannes d’une ligne à 46 kV — n’avait pas de fonction de transport^[56].

IV. MARCHÉ DE CAPACITÉ DE PJM

Depuis notre dernier rapport, la bataille pour l’avenir du marché de capacité de PJM s’est poursuivie. Comme les lecteurs s’en souviendront peut-être, à la mi-2018, la FERC a rendu une ordonnance donnant suite à une plainte déposée par plusieurs producteurs contre PJM et au dépôt d’une demande de PJM visant à modifier son tarif de transport à accès ouvert (Tarif)^[57]. Dans l’ordonnance, la FERC a estimé que le tarif de PJM était injuste et déraisonnable parce qu’il ne protégeait pas l’intégrité de la concurrence sur le marché de capacité de PJM contre les distorsions de prix et les déplacements de coûts déraisonnables causés par le soutien public hors marché de certaines ressources de production.

À la suite d’une audience sur papier à laquelle des dizaines de parties ont participé, la FERC a rendu une ordonnance en décembre 2019 déterminant un taux de remplacement juste et raisonnable et ordonnant à PJM de soumettre une proposition de conformité pour la mise en œuvre du taux de remplacement (ordonnance de décembre 2019)^[58]. L’ordonnance de décembre 2019 a établi que toute ressource, nouvelle ou existante, qui reçoit une subvention de l’État et qui n’est pas admissible à une exemption, doit être assujettie à la règle du prix minimum de l’offre (RPMO)^[59]. L’ordonnance de décembre 2019 a également défini les subventions de l’État de manière large de façon à inclure :

un paiement direct ou indirect, une concession, un rabais, une subvention, des frais de consommation non contournables ou tout autre avantage financier (1) qui résulte d’une action, d’un processus obligatoire ou d’un processus parrainé par un gouvernement d’État, une subdivision politique ou une agence d’un État, ou une coopérative électrique formée conformément à la loi de l’État, et (2) qui est dérivé ou lié à l’obtention (a) d’électricité ou de capacité de production électrique vendue en gros dans le commerce inter-États, ou (b) d’un attribut du processus de production d’électricité ou de capacité de production d’électricité vendue en gros dans le commerce inter-États, (3) qui soutiendra la construction, le développement ou l’exploitation d’une ressource de capacité nouvelle ou existante ou (4) qui pourrait avoir pour effet de permettre à une ressource de se dédouaner dans toute vente aux enchères de capacité de PJM^[60] [traduction].

La FERC a précisé que la définition s’appliquerait aux ressources qui sont utilisées pour répondre à la demande et assurer l’efficacité énergétique et le stockage de capacité dans le marché de capacité de PJM, et a refusé d’adopter un seuil de matérialité^[61]. En mars et juin 2020, PJM a soumis des propositions de révision de son tarif pour répondre aux exigences de l’ordonnance de décembre 2019.

En octobre 2020, la FERC a accepté les propositions de conformité de PJM, en partie, a rejeté les propositions de conformité de PJM, en partie, a accordé une dérogation concernant certaines dates limites des enchères de capacité, et a ordonné à PJM de soumettre une autre proposition de conformité^[62]. En particulier, la FERC a accepté certaines propositions de PJM qui réduiraient l’applicabilité de la RPMO. Par exemple, la FERC a accepté que « les vendeurs prenant part à des transactions bilatérales devraient être autorisés à choisir l’exemption concurrentielle lorsque les droits et obligations entre plusieurs acheteurs sont en parts égales (similaire aux accords pari passu pour les ressources en propriété commune) et lorsque la ressource de capacité n’a droit qu’aux subventions d’État^[63] qui sont assignables^[64] » [traduction]. La FERC a également accepté la suggestion de PJM d’exclure de la RPMO « les enchères de services par défaut, évaluées de façon indépendante, non discriminatoires, neutres sur le plan de la consommation de carburant, concurrentielles et dirigées par l’État » [traduction] et certains contrats bilatéraux avec des entités d’auto-approvisionnement^[65]. Sous réserve de certaines modifications, la FERC a accepté l’exemption pour auto-approvisionnement de PJM, l’exemption standard pour le portefeuille renouvelable, l’exemption pour répondre à la demande et assurer l’efficacité énergétique, l’exemption pour la concurrence et l’exception spécifique aux ressources^[66]. Sur la question des prix planchers par défaut proposés par PJM pour gérer la demande par la production, la FERC a accepté certaines parties de la proposition de conformité tout en en rejetant d’autres^[67].

V. 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 un actif de production plus propre, et plusieurs États ont récemment accéléré leur rythme. Selon l’Energy Information Administration des États-Unis, en date de décembre 2020, 30 États et le district de Columbia ont adopté des normes de portefeuille d’énergie renouvelable (NPER) ou d’autres politiques qui exigent que l’électricité provienne de certains types de ressources renouvelables^[68]. Plusieurs États ont augmenté leurs objectifs en matière de NPER en 2020, et plusieurs d’entre eux cherchent 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 :

• Virginie : 100 % d’ici 2045^[69].
• New Jersey : 50 % d’énergie propre d’ici 2050^[70].
• Louisiane : 100% d’ici 2050^[71].
• Michigan : 100 % carboneutre d’ici 2050^[72].
• Connecticut : 100 % d’électricité sans carbone d’ici 2050^[73].
• Arizona : les services publics doivent fournir 100 % d’énergie sans carbone d’ici 2050^[74].
• Quinze états et territoires ont maintenant adopté le mandat de fournir la totalité de leur électricité à partir de ressources sans carbone ou renouvelables d’ici le milieu du siècle : la Californie, le Colorado, le Connecticut, le district de Columbia, Hawaii, la Louisiane, le Maine, le Michigan, le Nevada; le New Jersey, le Nouveau-Mexique, New York, Puerto Rico, la Virginie et Washington^[75].

B) LA VIRGINIA CLEAN ECONOMY ACT

Le 11 avril 2020, le gouverneur de Virginie, Ralph Northam, a signé la Virginia Clean Economy Act (VCEA), qui vise à décarboniser le réseau électrique de Virginie en adoptant, entre autres, un nouveau programme de NPER qui exigera que les services publics de l’État appartenant à des investisseurs acquièrent 100 % de leur approvisionnement en électricité à partir de ressources de production renouvelables d’ici 2050. Pour remplir ce mandat d’approvisionnement en énergie renouvelable, il faudra investir de manière significative dans de nouveaux projets d’énergie renouvelable, des systèmes de stockage d’énergie et l’infrastructure de transport et de distribution nécessaire pour intégrer ces ressources au réseau.

La VCEA comprend un nouveau programme obligatoire de NPER qui exige que tous les services publics d’électricité et les fournisseurs d’électricité au détail satisfassent à leurs obligations de charge en utilisant 100 % de sources renouvelables d’ici 2045 pour le territoire de service de Dominion Energy Virginia (Dominion) et d’ici 2050 pour le territoire de service de l’Appalachian Power Company, une filiale d’American Electric Power (AEP). La définition « d’énergie renouvelable » de la VCEA exclut explicitement les ressources qui produisent de l’électricité à partir de charbon, de pétrole, de gaz naturel ou de combustible nucléaire, ainsi que la chaleur résiduelle des installations de production à base de combustibles fossiles. Toute entité ne satisfaisant pas aux exigences de NPER sera tenue de verser des paiements compensatoires, dont le produit compensera les frais administratifs et financera des programmes de formation et des programmes d’énergie renouvelable.

La VCEA établit également un calendrier selon lequel Dominion et AEP doivent obtenir toutes les autorisations nécessaires pour construire, acquérir ou conclure des accords d’achat d’électricité pour des quantités déterminées de capacité de production à partir de ressources solaires et éoliennes terrestres, ainsi que de capacité de stockage d’énergie. La VCEA exige également que Dominion et AEP réalisent des économies annuelles supplémentaires en matière d’efficacité énergétique.

Reconnaissant que les services publics appartenant aux investisseurs transféreront le coût des développements et des investissements nécessaires pour se conformer aux nouvelles exigences en matière de NPER aux contribuables, la VCEA comprend certaines dispositions destinées à protéger les contribuables en Virginie, notamment des dispositions qui donnent à la Virginia State Corporation Commission une surveillance supplémentaire sur les coûts des projets d’énergie renouvelable des services publics. La VCEA exige également que Dominion et AEP lancent des appels d’offres concurrentiels pour l’énergie, la capacité et les éléments environnementaux afin qu’au moins 35 % de leurs nouveaux besoins relatifs aux NPER puissent être comblées par des tiers. Par conséquent, la loi facilitera probablement la concurrence dans le développement de nouveaux projets d’énergie renouvelable en exigeant qu’une partie importante de ces projets soit développée par des entités autres que les services publics existants de Virginie, détenus par des investisseurs, Dominion et AEP.

Bien que son impact final reste à voir, la VCEA aura probablement des implications importantes pour les investissements dans les infrastructures énergétiques en Virginie et dans les États voisins, y compris les infrastructures auxiliaires. Comme l’État dépend de plus en plus de la production intermittente d’énergie renouvelable, la Virginie — et le réseau électrique interétatique dont elle fait partie intégrante — devra probablement compter sur les ressources de stockage d’énergie, ainsi que sur la modernisation ou l’extension des infrastructures du réseau de transport et de distribution, pour maintenir la fiabilité.

La mise en œuvre de la VCEA est toujours en cours, mais la Virginia State Corporation Commission a commencé à agir conformément à la VCEA, comme en témoigne une récente règle finale sur le stockage d’énergie publiée en décembre 2020^[76]. La règle vise à mettre en œuvre l’objectif de stockage d’énergie de la VCEA de 3 100 MW d’ici 2035. À cette fin, la règle fixe des objectifs intermédiaires de 275 MW d’ici 2025 et de 1 075 MW d’ici 2030 pour les plus grandes entreprises de services publics de l’État et exige que 35 % de la capacité d’approvisionnement provienne de tiers.

C) NORME DE POINTE PROPRE DU MASSACHUSETTS

L’Advance Clean Energy Act of 2018^[77] du Massachusetts a créé la Clean Peak Energy Portfolio Standard (norme de portefeuille d’énergie de pointe propre), une politique unique en son genre conçue pour fournir des incitations aux technologies d’énergie propre qui peuvent soit fournir de l’électricité soit réduire la demande pendant les périodes de pointe. Le règlement définitif de la norme de pointe propre est entré en vigueur le 7 août 2020.

La norme de pointe propre exige qu’un pourcentage de l’électricité fournie pendant les heures de pointe provienne des certaines ressources admissibles (ressources de pointe propre). À cette fin, la norme de pointe propre exige qu’un pourcentage minimum des ventes annuelles totales d’électricité de fournisseurs d’électricité au détail du Massachusetts aux consommateurs finaux du Massachusetts provienne de ressources admissibles (ressources de pointe propres) par le biais d’achats de certificats d’énergie de pointe propre (CEPP). La loi prévoit des exigences de qualification pour les ressources de pointe propres, l’évaluation des CEPP et des exigences d’achat de CEPP par les fournisseurs d’électricité au détail.

Le Department of Energy Resources (DOER) a créé quatre catégories de ressources de pointe propres, dont chacune doit produire ou expédier de l’électricité vers le réseau de distribution électrique du Massachusetts : (1) les nouvelles ressources de production d’énergie renouvelable qui entrent en service après le 1^er janvier 2019; (2) les ressources de production d’énergie renouvelable existantes qui ajoutent une nouvelle capacité de stockage d’énergie d’au moins 25 % de la capacité nominale des ressources de production d’énergie renouvelable, avec une capacité d’énergie utile nominale d’au moins quatre heures à la puissance nominale; (3) le nouveau stockage d’énergie qui chargé à partir d’énergies renouvelables et (4) les ressources de gestion de la demande (p. ex. le stockage d’énergie derrière le compteur qui réduit la consommation d’énergie)^[78].

Les ressources qui participent au programme gagneront des CEPP pour chaque mégawattheure (MWh) d’électricité qu’elles produisent ou réduisent pendant les périodes de pointes saisonnières^[79], certaines ressources pouvant potentiellement bénéficier de multiplicateurs qui augmentent le nombre de CEPP qu’elles reçoivent^[80]. Les systèmes de stockage d’énergie qui ne sont pas situés au même endroit qu’un système d’énergie renouvelable peuvent généralement être tenus de se charger pendant des heures spécifiques, selon qu’ils sont chargés à partir de ressources solaires ou de ressources éoliennes. Le calendrier des périodes de pointe saisonnières et des fenêtres de facturation est conçu pour envoyer un signal de prix afin de coupler les énergies renouvelables et le stockage d’énergie et de déplacer l’utilisation de la production renouvelable vers les périodes de demande de pointe.

Dans le cadre de ce programme, tous les fournisseurs d’électricité au détail du Massachusetts seront tenus de se procurer auprès de ressources de pointe propres un pourcentage minimum de leurs ventes annuelles totales d’électricité aux consommateurs finaux du Massachusetts, soit en achetant des CEPP, soit en retirant les CEPP gagnés. L’exigence minimale augmente avec le temps. La norme minimale de pointe propre a commencé à 1,5 % des ventes d’électricité au détail en 2020, et est passée à 3 % en 2021. Le minimum augmente d’au moins 1,5 % chaque année par la suite, pour atteindre au moins 16,5 % en 2030 et 46,5 % en 2050^[81]. Hormis une prolongation légale, le programme expirera en 2050^[82].

Chaque entreprise de distribution doit se procurer en régime de concurrence 30 % de l’obligation totale du marché des fournisseurs d’électricité au détail au cours d’une année de conformité donnée par le biais de contrats à long terme, sous réserve d’un ajustement à la hausse ou à la baisse en fonction de la réaction du marché — c.-à-d. que si l’approvisionnement du marché est inférieur à 50 % de l’exigence minimale de la norme de pointe propre, le DOER peut augmenter l’exigence d’approvisionnement par contrat à long terme jusqu’à 5 % l’année suivante, et lorsque l’approvisionnement du marché est supérieur à 70 % de l’exigence minimale de la norme de pointe propre, le DOER peut diminuer l’approvisionnement par contrat à long terme jusqu’à 15 % l’année suivante^[83]. Afin de réduire les coûts pour le consommateur, chaque fournisseur d’électricité au détail peut satisfaire le reste de l’exigence minimale de la norme de pointe propre par le biais d’un autre paiement de conformité par le fournisseur d’électricité au détail^[84].

D) ACCÈS AU MARCHÉ DE GROS POUR L’AGRÉGATION DES RESSOURCES ÉNERGÉTIQUES DÉCENTRALISÉES

Le 17 septembre 2020, la FERC a publié sa règle définitive tant attendue (ordonnance n^o 2222) concernant la participation d’agrégations de ressources énergétiques décentralisées (RED) aux marchés de gros d’énergie, de capacité et des services auxiliaires administrés par les OTR/ERI^[85]. La FERC a estimé que les règles de marchés OTR/ERI existantes sont injustes et déraisonnables car elles constituent des obstacles à la participation des agrégations de RED à ces marchés, ce qui réduit la concurrence et ne permet pas de garantir que les marchés produisent des taux justes et raisonnables^[86]. En conséquence, l’ordonnance n^o 2222 a imposé à chaque OTR/ERI de réviser son tarif pour s’assurer que les règles du marché qui y sont énoncées facilitent la participation des agrégations de RED^[87].

Plus précisément, afin de supprimer les obstacles à la participation d’agrégations de RED au marché, la FERC a demandé à chaque OTR/ERI d’« établir les agrégateurs [de RED] comme un type de participant au marché qui peut enregistrer des agrégations [de RED] selon un ou plusieurs modèles de participation au tarif d’OTR/ERI qui tiennent compte des caractéristiques physiques et opérationnelles de chaque agrégation [de RED]^[88] » [traduction]. Avec près de 300 pages, l’ordonnance n° 2222 est une règle longue et très technique. Entre autres choses, la règle exige que les règles d’agrégation de RED de chaque OTR/ERI établissent certaines exigences de taille minimale et traitent des exigences de localisation, des facteurs de distribution et des paramètres d’appel d’offres, des exigences en matière d’informations et de données, des exigences en matière de comptage et de télémétrie, des modifications à apporter à une agrégation de RED et des exigences de coordination entre les différentes entités^[89].

Dans l’un des aspects les plus controversés de l’ordonnance n° 2222, la FERC a refusé d’inclure un mécanisme d’« option de non-participation », c.-à-d. un mécanisme permettant aux États et autres autorités compétentes en matière de vente au détail d’électricité d’interdire aux RED de participer à un marché d’OTR/ERI par le biais d’une agrégation de RED^[90]. Cependant, la FERC a choisi de mettre en place un mécanisme d’« adhésion » pour les services publics qui ont distribué 4 millions de MWh ou moins au cours de l’exercice financier précédent^[91]. En vertu de ce mécanisme, les clients de ces services publics ne peuvent pas participer à des agrégations de RED, à moins que l’autorité de réglementation du commerce de détail de l’électricité concernée n’opte pour cette participation, en permettant à ces clients de participer à des agrégations de RED^[92]. En outre, la FERC a expressément déclaré que « l’ordonnance n° 2222 n’exclut ou ne limite pas la réglementation locale ou d’État concernant : les tarifs de détail; la planification du réseau de distribution, l’exploitation du réseau de distribution ou la fiabilité du réseau de distribution; l’emplacement des installations [de RED]; et l’interconnexion des ressources au réseau de distribution qui ne relèvent pas de la compétence [de la FERC]^[93] » [traduction].

Plusieurs entités ont demandé une nouvelle audience de l’ordonnance n° 2222, soulevant un large éventail de questions, allant de demandes de clarification de certaines exigences de mise en œuvre technique à la question de savoir si la FERC a mal compris sa compétence en vertu de l’accord de partenariat. Il reste possible que la FERC choisisse de modifier l’ordonnance n° 2222 sur la nouvelle audience, et/ou qu’une ou plusieurs entités demandent un contrôle judiciaire de l’ordonnance n° 2222.

Outre l’incertitude réglementaire liée aux demandes de nouvelle audience et aux éventuelles requêtes d’appel judiciaire, il existe une incertitude importante concernant la manière dont chaque OTR/ERI mettra en œuvre l’ordonnance n° 2222. L’élaboration de propositions de mise en conformité des OTR/ERI nécessitera une entreprise importante avec une participation et un débat solides des parties prenantes. De plus, la FERC a donné à chaque OTR/ERI la possibilité d’adapter son approche de mise en conformité en fonction de ses besoins régionaux spécifiques. Ainsi, les processus de consultation des parties prenantes des OTR/ERI pourraient produire un large éventail de règles de marché potentielles. La FERC a exigé que chaque OTR/ERI soumette sa proposition de conformité dans les 270 jours suivant la date de publication de l’ordonnance n° 2222 dans le Federal Register, ce qui les rend exigibles au plus tard le 19 juillet 2021^[94]. Selon que la FERC exige ou non des propositions de conformité ultérieures pour remédier aux lacunes perçues dans les propositions initiales, le processus de conformité pour l’ordonnance n° 2222 pourrait prendre le reste de l’année 2021, et pourrait même s’étendre jusqu’en 2022.

VI. CHANGEMENT CLIMATIQUE ET QUESTIONS CONNEXES

A) INCENDIES DE FORÊT ET FAILLITE DE PG&E

La compagnie d’électricité de Californie du Nord Pacific Gas & Electric (PG&E) s’est placée sous la protection de la loi sur les faillites en janvier 2019^[95], en partie à cause des milliards de dollars de responsabilité liés aux incendies catastrophiques dans l’État de la Californie qui auraient été déclenchés par des équipements de PG&E défectueux pendant la saison sèche. Dans le cadre du plan de faillite proposé, PG&E a tenté de se débarrasser de milliards de pertes dans le cadre de l’accord d’achat d’électricité (AAE) pour l’énergie renouvelable qui a été exécuté à un moment où les prix d’énergie renouvelable étaient beaucoup plus élevés. En janvier 2019, la FERC a ordonné que PG&E ne puisse pas se retirer d’AAE sans le consentement de l’autorité de réglementation^[96]. En juin 2019, le tribunal des faillites a rendu un jugement déclaratoire selon lequel le tribunal des faillites — et non la FERC — pouvait déterminer le sort des AAE selon sa norme la moins stricte pour déterminer si un contrat peut être rompu^[97]. Permettre le rejet des AAE aurait pu laisser les entreprises d’énergie renouvelable avec beaucoup moins que la valeur totale de leurs contrats, créant une incertitude pour leur viabilité future, étant donné la position de PG&E en tant que plus grand acheteur d’énergie renouvelable en Californie. La FERC a fait appel de la décision du tribunal des faillites auprès de la Cour d’appel des États-Unis pour le neuvième circuit. Finalement, PG&E a repris les AAE par le biais de son plan de réorganisation, et PG&E est sortie de la faillite en juillet 2020^[98]. En octobre 2020, le neuvième circuit a annulé les ordonnances de la FERC de janvier 2019, étant donné que le litige sous-jacent sur les contrats était sans objet, ainsi que le jugement déclaratoire du tribunal des faillites de juin 2019, ce qui laisse entrevoir la possibilité de futurs litiges concernant la tension entre la FERC et l’autorité du tribunal des faillites en ce qui concerne les contrats d’électricité de gros^[99].

B) ÉMISSIONS DE MÉTHANE

Dans un effort visant à réduire la réglementation sur le méthane de l’ère Obama, connue sous le nom de « Waste Prevention Rule of 2016 » (règle de prévention des déchets de 2016), le Bureau of Land Management (BLM) du département de l’Intérieur des États-Unis a mis au point une « règle de révision » de remplacement en septembre 2018^[100]. La règle de révision a réduit certaines exigences de la règle de prévention des déchets de 2016 en vue de diminuer les exigences réglementaires et de réduire le coût de mise en conformité pour les exploitants pétroliers et gaziers. Le 15 juillet 2020, la règle de révision a été annulée par la Cour de district des États-Unis pour le district du Nord de la Californie^[101]. Le BLM a fait appel de cette décision, qui reste pendante devant le neuvième circuit^[102]. Par la suite, le 8 octobre 2020, la Cour de district des États-Unis pour le district du Wyoming a annulé la règle de prévention des déchets de 2016, décision que le BLM n’a pas portée en appel^[103].

De plus, en septembre 2020, l’EPA a mis au point deux règles — la « Review Rule » et la « Reconsideration Rule » — qui modifient les normes de performance des nouvelles sources dans le cadre de la Clean Air Act, connues sous le nom de « Subpart OOOOa », pour les nouvelles exploitations pétrolières et gazières sur les terres privées. Combinées, la règle de révision et la règle de réexamen revoient et atténuent les limitations de l’ère Obama sur le méthane et les composés organiques volatils^[104]. En réponse à l’intervention de l’industrie, l’EPA a accordé des exigences révisées pour les émissions fugitives, des normes pour les pompes pneumatiques des sites de forage et des certifications pour les systèmes de ventilation fermés, et a également intégré des dispositions pour rationaliser la mise en œuvre de la règle. Un certain nombre d’États et de municipalités ainsi qu’une coalition de groupes environnementaux ont contesté les règles, qui restent en vigueur pendant le litige en instance^[105].

C) CAPTAGE, UTILISATION ET SÉQUESTRATION DU CARBONE

Les incitations fiscales fédérales pour le captage et la séquestration du carbone (CSC) ainsi que le protocole de CSC des normes de combustible à faible teneur en carbone (LCFS) de la Californie ont suscité un intérêt accru pour les projets de CSC au cours de l’année dernière. Les investisseurs potentiels d’économies d’impôts-capitaux propres attendaient des directives sur les principaux aspects de l’impôt fédéral crédité pour les projets de CSC en vertu de l’article 45Q de l’Internal Revenue Code (crédit d’impôt 45Q) avant d’engager des capitaux importants dans le CSC. Ces directives ont maintenant été publiées. Le département du Trésor et l’Internal Revenue Service (service des impôts des États-Unis) ont publié deux ensembles de directives initiales sur la structuration des économies d’impôt-capitaux propres et l’admissibilité au crédit d’impôt 45Q en février 2020^[106]. Un projet de règlement couvrant un bon nombre de domaines sur lesquels l’industrie du CSC avait demandé des directives a été publié en mai 2020^[107], et un règlement définitif a été publié en janvier 2021^[108]. L’article 45Q prévoit une réduction d’un dollar pour un dollar de l’impôt fédéral sur le bénéfice à payer pour chaque tonne métrique « d’oxyde de carbone admissible » capté dans une usine admissible et ensuite enterré de façon permanente, utilisé comme injecteur tertiaire dans un projet de récupération assistée du pétrole ou du gaz naturel, ou utilisé dans un autre processus qui entraînerait la séquestration permanente de l’oxyde de carbone. Le programme de LCFS est une politique basée sur le marché qui fixe des repères annuels d’intensité carbone pour les carburants de transport vendus, fournis ou mis en vente en Californie. Les crédits LCFS sont disponibles pour les projets qui captent et séquestrent le CO₂ et qui disposent du lien nécessaire au marché californien des carburants de transport. Les crédits d’impôt 45Q peuvent être cumulés avec les crédits LCFS de la Californie, ce qui augmente l’incitation pour les projets admissibles aux deux programmes. Les mesures d’incitation sont de plus en plus considérées comme un outil important pour réduire les émissions de GES et atteindre les objectifs de l’Accord de Paris (c.-à-d. limiter le réchauffement climatique à moins de 2 °C par rapport aux niveaux préindustriels). L’intérêt pour les projets de CSC devrait s’accroître à mesure que d’autres États envisagent de mettre en œuvre des programmes de normes de combustibles à faible teneur en carbone semblables à celui de la Californie (p. ex. l’Oregon) et d’intégrer des projets de CSC dans leurs plans d’action en vue d’atteindre leurs objectifs de réduction des émissions de carbone (p. ex. le Wyoming, le Colorado, la Louisiane).

VII. ACTIVITÉS D’APPLICATION DE LA LOI DE LA FERC ET DE LA CFTC

L’année financière 2020 a été une année un peu plus calme pour les activités de la FERC en matière d’application de la loi. Selon le rapport de 2020 de la FERC sur l’application de la loi (Rapport annuel 2020), publié en novembre 2020, le personnel chargé de l’application de la loi a lancé six nouvelles enquêtes — une diminution par rapport aux douze enquêtes lancées en 2019^[109]. De même, les montants totaux des sanctions et des remises de la FERC, respectivement de 437 500 $ et 115 876 $^[110], étaient nettement inférieurs aux 7,4 millions de dollars et 7 millions de dollars évalués en 2019^[111]. Selon le Rapport annuel 2020, si le bureau d’application de la loi « a poursuivi ses enquêtes, audits et activités de surveillance habituels » au cours de l’année financière 2020, « il a également pris des mesures pour aider les entités réglementées à gérer leurs obligations potentielles en matière d’application et de conformité en réponse à la pandémie sans précédent de la COVID-19^[112] » [traduction]. Les accommodements pour les entités réglementées comprenaient :

travailler avec les sujets d’enquêtes et d’audits non publics continus, et les entités ayant des obligations de conformité continues associées à des cas d’application achevés, afin d’offrir une certaine flexibilité avec des délais de découverte ou autres jusqu’au 31 juillet 2020; [s]uspendre le lancement de nouveaux audits jusqu’au 31 juillet 2020; et [r]eporter les contacts avec les entités concernant les enquêtes de surveillance, sauf celles impliquant un comportement du marché qui pourrait entraîner un risque important de préjudice pour le marché^[113] [traduction].

En 2020, la FERC s’est également engagée dans des litiges de cour fédérale découlant de mesures d’application de la loi entamées au cours d’années antérieures. Par exemple, le 25 octobre 2019, la FERC a approuvé l’imposition d’une sanction contre Vitol, Inc. et Federico Corteggiano, qui vendait des produits liés à l’énergie pour l’entreprise^[114]. La mesure comprenait une sanction civile de 1 515 738 $ et une restitution de 1 227 143 $, plus les intérêts, contre Vitol et une sanction civile d’un million de dollars contre Corteggiano.^[115] Les parties n’ayant pas payé les sanctions et la restitution dans les 60 jours prescrits par la FPA^[116], la FERC a intenté une poursuite devant la Cour de district des États-Unis pour le district de l’Est de la Californie demandant une ordonnance confirmant et donnant force exécutoire à sa mesure d’application de la loi du 25 octobre^[117]. En mars 2020, Vitol et Corteggiano ont déposé des motions, soutenant que la plainte de la FERC était prescrite en vertu de la loi de prescription de cinq ans établie à l’article 2462 du titre 28 du Code des États-Unis et que la FERC n’avait pas déposé de plainte pour une infraction de manipulation^[118]. Selon Vitol et Corteggiano, parce que les échanges commerciaux visés dans les allégations se sont produits entre le 28 octobre 2013 et le 1er novembre 2013 et que les parties avaient conclu une entente de délai d’un an, la FERC se devait de déposer une plainte le ou avant le 28 octobre 2019^[119]. Leurs motions en rejet sont survenues moins d’un mois après que la Cour d’appel des États-Unis pour le quatrième circuit ait statué que la prescription de cinq ans pour l’application des sanctions de manipulation commençait lorsque la cible de la mesure d’application de la loi avait omis de payer les sanctions, puisque c’est à cette date que toutes les conditions légales préalables de la FPA pour intenter une poursuite devant la cour de district ont été satisfaites^[120], une décision que les défendeurs ont tenté de caractérisée comme « mal motivée^[121] ».

Par contraste avec l’année relativement calme de la FERC en matière de mesures d’application de la loi, la Commodity Futures Trading Commission (CFTC) a déposé le plus grand nombre de mesures d’application de la loi dans l’histoire de la CFTC au cours de l’exercice 2020. Selon le rapport annuel de la division de l’application de la loi de la CFTC pour l’année financière 2020, la division a déposé 113 mesures d’application de la loi, soit le plus grand nombre de l’histoire de la CFTC^[122]. Et l’allégement monétaire ordonné durant cette période, dépassant 1,3 milliard de dollars, a été le quatrième plus important de l’histoire de la CFTC^[123].

Alors que nombre de ces procédures concernaient des produits de base non énergétiques, une procédure notable, réglée en décembre 2020, concernait Vitol qui a été accusée de conduite manipulatrice et trompeuse. La CFTC a constaté que, entre autres, Vitol avait tenté de manipuler certains repères d’évaluation des prix américains publiés par S&P Global Platts concernant les produits pétroliers physiques afin de profiter de ses positions physiques et dérivées connexes^[124]. Le département de la Justice a également porté des accusations contre Vitol, alléguant une conspiration visant à violer la Foreign Corrupt Practices Act. Vitol a conclu un accord avec la CFTC, n’admettant ni ne niant les conclusions de la CFTC, sauf dans la mesure où Vitol admet ces conclusions dans toute action connexe contre Vitol par, ou tout accord avec, le département de la Justice ou toute autre agence ou bureau gouvernemental^[125]. La procédure Vitol est un rappel brutal du potentiel des enquêtes multi-agences pour les efforts visant à truquer ou autrement manipuler les marchés de l’énergie.

VIII. COMPÉTENCE DE LA FERC ET DES TRIBUNAUX DES FAILLITES CONCERNANT LES CONTRATS DE TRANSPORT DE GAZODUCS ET D’OLÉODUC

Nombre de défis, y compris la réduction de la demande résultant de l’éclosion de la pandémie de la COVID-19, ont poussé de nombreux producteurs indépendants de pétrole et de gaz naturel à déposer leur bilan en 2020. Les parties de plusieurs de ces cas, y compris Ultra Petroleum Corporation (Ultra), Chesapeake Energy Corporation (Chesapeake), Gulfport Energy Corporation (Gulfport), et Extraction Oil & Gas, Inc. (Extraction), ont soulevé une importante question de compétence — à savoir si les débiteurs en faillite devraient obtenir l’autorisation de la FERC, en plus de l’autorisation d’un tribunal des faillites en vue de rejeter un accord qui est sous la compétence de la FERC pour le service de transport interétatique d’un gazoduc ou d’un oléoduc^[126]. Dans ces procédures, la FERC, jointe par de nombreuses sociétés de pipelines, a fermement défendu sa position selon quoi les débiteurs qui souhaitent rejeter des accords de transport qui sont sous la compétence de la FERC doivent obtenir l’approbation de la FERC en vertu de la NGA ou de l’Interstate Commerce Act (ICA), selon le cas. À l’inverse, les tribunaux des faillites qui ont entendu ces arguments ont décidé que les débiteurs n’ont pas besoin d’obtenir l’autorisation de la FERC pour rejeter les accords qui sont sous la compétence de la FERC en cas de faillite^[127].

Bien que cette question de compétence ait été débattue dans le passé dans le contexte des accords qui tombe sous la compétence de la FERC dans le cadre de la FPA, il y a eu peu de litiges concernant les accords qui sont sous la compétence de la FERC dans le cadre de la NGA et de l’ICA avant 2020. Cela a changé avec une procédure impliquant Ultra et Rockies Express Pipeline (REX). Avant le dépôt de bilan d’Ultra, REX a déposé une requête auprès de la FERC pour obtenir une décision déclaratoire selon laquelle Ultra ne pouvait pas rejeter son accord sous la compétence de la FERC avec REX sans l’approbation de la FERC en vertu de la NGA et de la doctrine Mobile-Sierra^[128]. Cependant, avant que la FERC n’agisse sur la requête de REX, Ultra a demandé la protection de la loi sur les faillites auprès du tribunal des faillites des États-Unis pour le district du Sud du Texas. Après que le tribunal des faillites ait informé REX que la poursuite de sa requête auprès de la FERC violerait la disposition sur la suspension automatique du code sur la faillite, REX a retiré sa requête auprès de la FERC. Après une longue enquête préalable et une audience de plusieurs jours, le tribunal des faillites a accepté la requête de rejet d’Ultra et a conclu, entre autres, qu’Ultra n’avait pas besoin d’obtenir l’autorisation de la FERC pour rejeter son accord sous la compétence de la FERC avec REX en faillite^[129]. Le tribunal des faillites a suivi le précédent de révision du cinquième circuit dans l’affaire In re Mirant Corp.^[130] en soutenant que le rejet en faillite n’équivalait pas à une modification ou à une abrogation d’un accord sous la compétence de la FERC et que, par conséquent, la doctrine Mobile-Sierra n’était pas impliquée.

Plus tard en 2020, la FERC a eu l’occasion de rendre une ordonnance sur la question de la compétence en réponse à une requête d’ordonnance déclarative déposée par ETC Tiger Pipeline, LLC (ETC Tiger) en prévision d’un dépôt de bilan imminent de la part de Chesapeake^[131]. Dans son ordonnance faisant droit à la requête d’ETC Tiger, la FERC a estimé qu’elle avait une compétence concurrente avec les tribunaux des faillites en vertu des articles 4 et 5 de la NGA en ce qui concerne les accords de transport d’ETC Tiger avec Chesapeake et que l’approbation du tribunal des faillites et de la FERC serait nécessaire si Chesapeake devait chercher à rejeter les accords en faillite^[132]. Chesapeake a par la suite déposé son bilan, et a déposé une motion pour rejeter certains de ses accords avec ETC Tiger.

La FERC a également réitéré sa participation à la procédure ETC Tiger dans le cadre de quatre procédures impliquant Gulfport et diverses entreprises de gazoducs interétatiques^[133]. Cependant, dans la procédure Gulfport, la FERC est allée plus loin et a établi des procédures dans le cadre de la NGA et de la doctrine Mobile-Sierra pour déterminer si les contrats en cause dans chaque procédure pouvaient être modifiés ou abrogés, y compris par un rejet en faillite. Dans chacune des procédures, la FERC a conclu qu’aucune démonstration n’avait été faite en vertu de la doctrine Mobile-Sierra que la modification ou l’abrogation des accords en question était nécessaire pour des raisons d’intérêt public^[134]. Gulfport a par la suite déposé son bilan, et a déposé des requêtes pour rejeter certains des accords en cause dans les procédures de la FERC décrites ci-dessus. Bon nombre des motions de rejet de Gulfport restent en suspens.

De plus, un tribunal des faillites a également abordé cette question de compétence pour la première fois dans le cadre des accords de services de transport pétrolier interétatiques conclus par la FERC en vertu de l’ICA. Dans la procédure de faillite d’Extraction, cette dernière a cherché à rejeter les contrats sous la compétence de la FERC conclus avec plusieurs entreprises d’oléoducs interétatiques, alors que les entreprises d’oléoducs ont fait valoir que l’approbation de la FERC devait être obtenue en vertu de l’ICA et de la doctrine Mobile-Sierra. En fin de compte, s’appuyant sur des motifs similaires à ce que l’on a vu dans l’affaire Ultra et Chesapeake, le tribunal des faillites du district du Delaware a conclu que l’autorisation de la FERC n’était pas nécessaire pour qu’Extraction puisse rejeter ses contrats avec les sociétés d’oléoducs interétatiques en faillite^[135].

IX. PROJET D’ÉNONCÉ DE POLITIQUE SUR LA TARIFICATION DU CARBONE

Le 15 octobre 2020, la FERC a publié un avis de projet d’énoncé de politique sur la tarification du carbone dans les marchés de gros organisés de l’électricité^[136]. L’énoncé de politique proposé clarifiait la compétence de la FERC sur les règles qui incorporent un prix du carbone déterminé par l’État dans les marchés administrés par les OTR/ERI, et encourageait les efforts des OTR/ERI à explorer l’établissement de telles règles conformément à l’article 205 de la FPA^[137]. La FERC a reconnu que de nombreux États avaient lancé des initiatives^[138] de décarbonisation et que la tarification du carbone était devenue un outil clé basé sur le marché dans les efforts des États pour réduire les émissions de GES dans le secteur de l’électricité^[139].

L’énoncé de politique proposé précise que la FERC a compétence sur certaines « règles de marché d’OTR/ERI qui incorporent un prix du carbone déterminé par l’État dans ces marches^[140] » [traduction]. La FERC n’a pas affirmé catégoriquement sa compétence sur ces règles de marché dans tous les cas, mais a plutôt expliqué que ces règles « peuvent relever de la compétence [de la FERC] en tant que pratique affectant les tarifs de gros^[141] » [traduction]. La FERC a expliqué que, dans EPSA, la Cour suprême a établi un critère à deux volets pour évaluer si l’action de la FERC relève de sa compétence pour réglementer les pratiques affectant les tarifs de gros : (1) l’activité réglementée doit « affecter directement » les tarifs de gros; et (2) l’activité réglementée ne doit pas être une question que l’article 201(b) de la FPA réserve exclusivement aux États^[142]. La FERC a estimé que les règles du marché de gros qui incorporent un prix du carbone déterminé par l’État peuvent répondre au premier volet parce que de telles règles, comme les règles en question dans EPSA, « pourraient, selon les circonstances particulières, régir la façon dont les ressources participent au marché d’OTR/ERI, la façon dont les exploitants de marchés répartissent ces ressources et la façon dont ces ressources sont finalement compensées^[143] » [traduction]. La FERC a expliqué que de telles règles peuvent satisfaire le deuxième volet car les règles intégrant les prix du carbone déterminés par l’État dans les marchés de gros ne diminuent pas l’autorité que la FPA réserve aux États, ou « déplacent autrement l’autorité de l’État, y compris l’autorité de l’État sur les installations de production^[144] » [traduction]. Ainsi, en vertu de l’énoncé de politique générale proposée, les États conservent le pouvoir de promulguer et de superviser les prix du carbone^[145].

Par le biais de l’énoncé de politique proposé, la FERC a expressément encouragé les OTR/ERI et leurs intervenants à envisager des règles de marché qui intègrent les prix du carbone des États. La FERC croit que les règles de tarification du carbone des États pourraient contribuer à accroître l’efficacité des marchés de gros^[146]. Elle a précisé certaines limites importantes du projet d’énoncé de politique et expliqué qu’il ne concernait que les dépôts effectués en vertu de l’article 205 de la FPA et non les procédures engagées en vertu de l’article 206^[147]. En d’autres termes, la FERC a refusé de prendre position sur la question de savoir si elle pouvait, ou voulait, exiger que les OTR/ERI modifient leurs règles de marché pour y intégrer des prix du carbone conformément à l’article 206 de la FPA. La FERC a en outre précisé qu’elle n’est « pas un organisme de réglementation environnementale » [traduction], mais qu’elle est plutôt chargée de réglementer les règles par lesquelles les ressources de production recouvrent les coûts de conformité à la réglementation environnementale fédérale et d’État^[148]. La FERC a sollicité des commentaires sur le projet d’énoncé de politique et sur cinq considérations spécifiques à prendre en compte avec les prix du carbone. De nombreuses entités ont déposé leurs commentaires et leurs réponses dans les délais impartis^[149].

X. RÉFORMES DE LA PURPA

En juillet 2020, la FERC a réalisé une importante réforme de la réglementation et des politiques qui mettent en œuvre la Public Utility Regulatory Policies Act of 1978 (PURPA)^[150], une loi promulguée en pleine crise énergétique nationale afin de promouvoir la nouvelle production à partir de sources indépendantes et non conventionnelles.

Le PURPA visait à surmonter les obstacles à l’entrée sur les marchés des services publics verticalement intégrés en (i) garantissant aux propriétaires et aux exploitants de soi-disant « installations admissibles » (IA, qui comprennent certains producteurs par cogénération et d’énergie renouvelable, ainsi que ceux qui utilisent certains déchets de combustibles) la possibilité de se raccorder au réseau d’un service public d’électricité, (ii) en exigeant des services publics d’électricité qu’ils achètent leur production à un taux de « coût évité » (le coût que le service public d’électricité aurait encouru pour acquérir l’unité de capacité de production suivante; le coût évité étant établi par les autorités de réglementation de l’État), (iii) en prévoyant qu’un service public d’électricité peut être soumis à une obligation juridiquement contraignante (OJC) d’achat auprès d’une IA même s’il refuse de conclure un contrat officiel, (iv) en exigeant que les services publics d’électricité fournissent une alimentation de secours aux IA sur une base non discriminatoire, et (v) en prévoyant des exemptions pour les IA concernant certains éléments de la FPA, de la Public Utility Holding Company Act (PUHCA) et de certaines lois et certains règlements d’État qui régissent les tarifs et les questions financières des services publics, entre autres protections.

Depuis la promulgation de la PURPA, de modestes changements ont été apportés à la loi, à savoir, entre autres, que la FERC a obtenu la flexibilité de déterminer que les IA dans certains marchés ont un accès non discriminatoire au marché, et donc que les services publics d’électricité n’ont pas besoin d’acheter leur production. Mais la plupart des exigences législatives de la PURPA sont restées en place. En conséquence, la nouvelle règle de la FERC préserve un grand nombre des protections de base énoncées dans la PURPA, tout en essayant de répondre aux préoccupations des services publics d’électricité, des producteurs d’électricité indépendants qui ne sont pas des IA et de certains organismes de réglementation des services publics d’État qui estiment que les dispositions de la PURPA sont dépassées et déraisonnablement favorables aux IA.

Cette règle, qui est entrée en vigueur le 31 décembre 2020, révise les règlements de mise en œuvre de la PURPA de la FERC dans cinq domaines principaux :

• Nouvelle flexibilité pour les États dans la fixation des taux de coûts évités pour les IA. En vertu de la nouvelle règle, les tarifs d’énergie dans le cadre d’un contrat ou d’une autre OJC peuvent changer au cours de la durée du projet ou peuvent être basés sur les tarifs du projet au cours de sa durée (plutôt que sur le coût évité au moment de l’établissement du contrat ou de l’OJC). Les ventes aux tarifs disponibles (l’alternative aux ventes à taux fixe dans le cadre de la PURPA) peuvent utiliser les prix marginaux locaux établis dans certains marchés restructurés. Les États peuvent également fixer les coûts évités d’énergie disponible dans les centres de marchés concurrentiels ou utiliser des indices de prix du gaz naturel et des coûts thermiques spécifiés. Les États ont également la possibilité de fixer les tarifs d’énergie et de capacité par le biais d’appels d’offres concurrentiels.
• Nouvelles présomptions de « même site ». Auparavant, les propriétaires ou exploitants d’IA de sources renouvelables ou de déchets de carburants déclaraient la capacité d’IA affiliées dans un rayon d’un mille utilisant la même technologie de production (la règle du mille) afin de déterminer si elles se trouvaient sur le même site et donc si elles étaient assujetties à l’agrégation aux fins de la limite de taille de 80 MW de la PURPA. La nouvelle règle de la FERC a remplacé la règle du mille par une série de présomptions : (1) dans un rayon d’un mile, les installations sont irréfutablement présumées se trouver sur le même site; (2) entre un mile et dix miles, la FERC présume de manière réfutable que les installations ne se trouvent pas sur le même site, mais permet aux parties intéressées de réfuter cette présomption; et (3) au-delà de dix miles, la FERC présume de manière irréfutable que les IA ne se trouvent pas sur le même site. La FERC a établi une série de caractéristiques qu’elle peut utiliser pour déterminer si des IA affiliées situées à une distance de un à dix milles les unes des autres se trouvent sur le même site, mais a déclaré qu’aucune caractéristique ou ensemble de caractéristiques ne serait déterminant.
• Réduction des obstacles pour les contestations. La nouvelle règle permet aux parties intéressées de contester les dépôts d’IA dans les 30 jours suivant la date de dépôt. Les IA qui ont été certifiées avant l’entrée en vigueur de la nouvelle règle seront traitées comme des installations « d’antériorité » jusqu’à la première demande importante d’auto-renouvellement de certification^[151].
• Réduction du seuil d’accès au marché non discriminatoire. La nouvelle règle réduit la taille à laquelle les IA sont présumées avoir un accès non discriminatoire au marché, de 20 MW à 5 MW, tout en établissant certaines exceptions.
• Exigences minimales d’OJC. La nouvelle règle établit que les IA doivent démontrer une viabilité commerciale et un engagement financier selon des normes objectives établies par chaque État. Les États peuvent également exiger qu’une IA ait demandé tous les permis et payé tous les frais applicables.

La FERC a également précisé que la réglementation existante de la PURPA exige que les États tiennent compte des réductions de charge résultant de la concurrence au détail dans la fixation des tarifs pour les ventes de capacité d’IA.

L’impact complet de la nouvelle règle reste à voir, à la fois parce que peu de temps s’est écoulé depuis l’entrée en vigueur de la règle et parce que plusieurs changements n’auront d’effet que lorsque les États choisiront d’utiliser les flexibilités nouvellement accordées. En outre, la nouvelle règle peut être modifiée ou annulée, car elle est actuellement soumise à l’examen du neuvième circuit^[152].

Broadview Solar

La nouvelle règle PURPA de la FERC a introduit une grande incertitude dans le secteur des IA. La FERC a ajouté à cette incertitude pour les intérêts des IA dans le secteur du solaire photovoltaïque (PV) en septembre 2020, lorsqu’elle a rendu son ordonnance dans Broadview Solar, LLC (Broadview)^[153], dans laquelle elle a annoncé un nouveau cadre pour déterminer si les IA dépassent le plafond de 80 MW imposé par la PURPA^[154]. La FERC a rompu avec les précédents en déterminant que son approche, vieille de près de 40 ans, qui met l’accent sur la capacité « d’émission » ou « de production » d’une IA, a été présentée pour la première fois dans la revue Occidental Geothermal, Inc. (Occidental)^[155], est incompatible avec l’accent mis par PURPA sur la « capacité de production d’énergie^[156] ». Dans le cadre de son approche révisée, la FERC a expressément éliminé la possibilité d’inclure des « ajustements pour les onduleurs ou autres dispositifs de limitation de la production^[157] » [traduction], une détermination qui affecte uniquement les IA de solaire PV, qui utilisent souvent des panneaux avec des capacités de courant continu (CC) qui sont considérablement plus importantes (généralement 1,3 à 1,5 fois) que la production de courant alternatif (CA) dépendant de l’onduleur de l’installation pour diverses raisons opérationnelles et électriques. Selon la nouvelle politique de la FERC, la capacité de production électrique d’une telle installation est sa capacité en courant continu, plutôt que la capacité en courant alternatif post-onduleur.

Étant donné le potentiel de la nouvelle politique à créer des perturbations importantes pour les IA de solaire PV existantes qui ne seraient pas des IA selon la nouvelle politique (dont beaucoup ont des accords d’exploitation qui exigent le statut d’IA), la FERC a expressément limité l’application de Broadview aux IA qui s’auto-certifient ou qui demandent une certification à la date de la commande ou après^[158].

Cette décision a eu un effet ciblé, mais significatif, sur la partie de l’industrie du solaire PV qui a des projets en cours de développement qui approchent la limite de 80 MW sur une base de CA (et la dépassent sur une base de CC), ou qui sont déjà des IA, mais prévoient des renouvellements de certification à court terme^[159]. Les entités ont demandé une nouvelle audience et des éclaircissements dans cette affaire, mais la FERC n’a pas encore répondu. Broadview est soumis à l’examen du circuit du D.C.^[160].

XI. ÉLABORATION DES RÈGLES DU DOE CONCERNANT LE SYSTÈME D’ALIMENTATION EN BLOC

Le 1^er mai 2020, le président Trump a invoqué l’International Emergency Economic Powers Act^[161] et la National Emergencies Act^[162] pour rendre le décret 13920 après avoir constaté que des « adversaires étrangers » créent et exploitent des vulnérabilités dans le système de production d’électricité en vrac (SPEV) des États-Unis^[163].

Le décret 13920 a ordonné au secrétaire de l’Énergie d’interdire « toute acquisition, importation, transfert ou installation de tout équipement électrique [lié au SPEV]… lorsque la transaction concerne une propriété dans laquelle un pays étranger ou un de ses ressortissants a un intérêt… » [traduction], chaque fois que le secrétaire de l’Énergie a déterminé, en consultation avec les responsables d’autres organismes, que (a) la transaction porte sur du matériel électrique lié au SPEV « conçu, développé, fabriqué ou fourni par des personnes appartenant à un adversaire étranger, contrôlées par lui, relevant de sa compétence ou assujetties à ses directives… » [traduction] et que (b) le matériel présente des risques excessifs ou inacceptables (1) « de sabotage ou de subversion de la conception, de l’intégrité, de la fabrication, de la production, de la distribution, de l’installation, de l’exploitation ou de l’entretien du système de production d’énergie en vrac » [traduction]; (2) « d’effets catastrophiques » sur la résilience ou la sécurité des infrastructures essentielles ou sur l’économie américaine; ou (3) pour la sécurité nationale des États-Unis ou la sûreté et la sécurité des « personnes américaines^[164] » [traduction].

Le décret 13920 a autorisé le secrétaire de l’Énergie : à établir des critères pour la présélection des équipements et des fournisseurs; à déterminer quels équipements électriques existants présentent des risques excessifs et à recommander la manière de les traiter; et à établir un groupe de travail afin d’assurer la coopération et l’échange de renseignements entre les agences. En outre, il exige que le secrétaire de l’Énergie, en consultation avec les responsables des autres agences concernées, publie les règles et règlements conformément au décret 13920 dans un délai de 150 jours, ou avant le 28 septembre 2020.

En réponse, le département de l’Énergie (DOE) a présenté une demande d’information (DI) en juillet 2020 afin de mieux « comprendre les pratiques actuelles de l’industrie énergétique pour déterminer et atténuer les vulnérabilités dans la chaîne d’approvisionnement des composants du [SPEV]^[165] » [traduction]. La DI posait une série de questions relatives à la propriété, au contrôle et à l’influence des étrangers, ainsi qu’aux questions de cybersécurité et de gestion des risques liés aux fournisseurs et à la chaîne d’approvisionnement, en ce qui concerne les transformateurs, les équipements de puissance réactive, les disjoncteurs et la production — y compris le matériel et l’électronique — comme première étape d’un « processus progressif^[166] ». Le DOE a également demandé des renseignements sur les coûts de mise en conformité prévus pour l’ensemble des équipements du décret 13920.

Le DOE a accepté les commentaires en réponse à la DI jusqu’au 24 août 2020^[167]. Près de 100 commentaires provenant, entre autres, de services publics d’électricité traditionnels, de fabricants et de vendeurs, d’associations commerciales et d’autres groupes industriels ont été recueillis. À ce jour, cependant, le DOE n’a ni publié de règlement ni proposé de réglementation.

Malgré l’absence d’activité de réglementation, le secrétaire du DOE, Dan Brouillette, a rendu le 17 décembre 2020^[168] le Prohibition Order Securing Critical Defense Facilities (décret d’interdiction assurant les installations critiques pour la défense), conformément à l’autorisation accordée par le décret 13920. Ce décret d’interdiction stipule que le DOE « a des raisons de croire que le gouvernement de la République populaire de Chine […] est équipée pour saper et prévoit activement de saper le SPEV », et interdit donc toute « acquisition, importation, transfert ou installation ultérieure » de ces équipements et composantes^[169] par tout « service public responsable » qui possède ou exploite des « infrastructures électriques critiques pour la défense^[170] » [traduction].

XII. 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 politiques des États et du gouvernement fédéral cherchent à équilibrer les considérations environnementales et climatiques et le besoin de ressources énergétiques fiables et à prix raisonnable. 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 prenait de l’élan sur diverses politiques énergétiques à mi-parcours, de nombreux États ont promulgué leurs propres mesures, parfois en soutien — et d’autres fois en contradiction — avec les initiatives fédérales. Ces initiatives parfois contradictoires entre le fédéral et les États ont créé un environnement réglementaire compliqué et difficile, avec divers risques et possibilités.

*Robert S. Fleishamn est 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 services de l’énergie, de l’environnement et de l’impôt de Kirkland pour leur aide : Brooksany Barrowes, Tyler Burgess, Scott Cockerham, Jim Dolphin, Alexandra Farmer, Nicholas Gladd, Cassidy Hall, Marcia Hook, Ammaar Joya, Michael Saretsky, Drew Stuyvenberg et Paul Tanaka. 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. É-U, Bill HR 133, Consolidated Appropriations Act, 2021, 116^th Cong, 2020 (promulgué), en ligne (pdf) : <www.congress.gov/116/bills/hr133/BILLS-116hr133enr.pdf>.
2. Voir Standing Rock Sioux Tribe v U.S. Army Corps of Engineers, 440 F Supp (3d) 1 (DDC 2020).
3. Ibid aux pp 29–30.
4. Standing Rock Sioux Tribe v U.S. Army Corps of Engineers, 471 F Supp (3d) 71 aux pp 75, 87 (DDC 2020).
5. Standing Rock Sioux Tribe v U.S. Army Corps of Engineers, n^o 16-cv-01534-JEB à la p 2 (DDC 6 juillet 2020).
6. Standing Rock Sioux Tribe v U.S. Army Corps of Engineers, Order, 1:16-cv-01534-JEB (DDC 5 août 2020).
7. Standing Rock Sioux Tribe, et al. v U.S. Army Corps of Engineers, United States Army Corps of Engineers’ Status Report, Dossier n^o 1:16-cv-01534 (JEB) à la p 2 (31 août 2020).
8. Le secrétaire d’État a été désigné pour recevoir toutes les demandes pour la délivrance ou la modification de permis présidentiels pour la construction, le raccordement, l’exploitation ou l’entretien de certaines installations transfrontalières, y compris les pipelines de produits. Voir Issuance of Permits with Respect to Facilities and Land Transportation Crossings at the International Boundaries of the United States, Exec. Order 13867, 84 Fed Reg 15491 (10 avril 2019); Issuance of Permits With Respect to Certain Energy-Related Facilities and Land Transportation Crossings on the International Boundaries of the United States, Exec. Order No. 13337, 69 Fed Reg 25299 (30 avril 2004); Providing for the Performance of Certain Functions Heretofore Performed by the President with Respect to Certain Facilities Constructed and Maintained on the Borders of the United States, Exec. Order 11423, 33 Fed Reg 11741 (20 août 1968).
9. Authorizing TransCanada Keystone Pipeline, L.P., to Construct, Connect, Operate, and Maintain Pipeline Facilities at the International Boundary between the United States and Canada, 84 Fed Reg 13101, Article 1(1) (3 avril 2019).
10. Ass’n of Bus. Advocating Tariff Equity v Midcontinent Indep. Sys. Operator, Inc., 171 FERC ¶ 61,154 (2020) (ordonnance du MISO), conf en partie, inf en partie par, 173 FERC ¶ 61,159 (2020).
11. Policy Statement on Determining Return on Equity for Natural Gas and Oil Pipelines, 171 FERC ¶ 61,155 (2020) (énoncé de politique sur les RCP de pipelines).
12. Power Comm’n v Hope Natural Gas Co, 320 US 591 à la p 603 (1944).
13. Coakley v Bangor Hydro-Elec. Co., 165 FERC ¶ 61,030 (2018).
14. Inquiry Regarding the Commission’s Policy for Determining the Return on Equity, 166 FERC ¶ 61,207 (2019).
15. Ass’n of Bus. Advocating Tariff Equity v Midcontinent Indep. Sys. Operator, Inc., Opinion No. 569, 169 FERC ¶ 61,129 (2019).
16. Ibid au para 1.
17. Voir PJM Interconnection, L.L.C., 170 FERC ¶ 61,295 (2020), order on reh’g and clarification, 172 FERC ¶ 61,205 (2020), appealed sub nom. New York Power Auth. v FERC, dossier du Cir DC n^o 20-1283; Appalachian Power Co., FERC ¶ 61,196 (2020), order addressing arguments raised on reh’g, 173 FERC ¶ 61,157 (2020), appealed sub nom. Am. Mun. Power, Inc. v FERC, dossier du Cir DC n^o 21-1011; Delaware Pub. Serv. Comm’n, 171 FERC ¶ 61,024 (2020), appealed sub nom. PPL Elec. Utils. Corp. v FERC, dossier du Cir DC n^o 20-1390; Midcontinent Indep. Sys. Operator, 170 FERC ¶ 61,241 (2020), order addressing arguments raised on reh’g, 172 FERC ¶ 61,100 (2020), appealed sub nom. MISO Transmission Owners v FERC, dossier du Cir DC n^o 20-1261; Linden VFT, LLC, 170 FERC ¶ 61,122 (2020), appealed sub nom. Linden VFT, LLC v FERC, dossier du Cir DC n^o 20-1382; ISO New England Inc., 172 FERC ¶ 61,293 (2020), appealed sub nom, LSP Transmission Holdings II, LLC v FERC, dossier du Cir DC n^o 20-1422; Coal. of MISO Transmission Customers, 172 FERC ¶ 61,099 (2020), appealed sub nom. Coal. of MISO Transmission Customers v FERC, dossier du Cir DC n^o 20-1421; PJM Interconnection, L.L.C., 171 FERC ¶ 61,212 (2020), addressing arguments on reh’g, 172 FERC ¶ 61,292 (2020).
18. Voir LSP Transmission Holdings, LLC v Sieben, 954 F (3d) 1018 aux pp 1025, 1031 (8^e Cir 2020).
19. LSP Transmission Holdings, LLC a déposé une requête le 5 novembre 2020 au dossier n^o 20-641.
20. Voir Tex Util Code §§ 37.051, 37.056, 37.057, 37.151, 37.154.
21. Voir NextEra Energy Capital Holdings, Inc. v Walker, Order on Motion to Dismiss, Civil No. 1:19-cv-00626 (DO Tex 2020).
22. Dossier n^o 20-50160, United States Court of Appeals for the Fifth Circuit, Clerk’s Calendar, en ligne : <www.ca5.uscourts.gov/clerk/calendar/2006/44.htm>.
23. Dossier n^o 05771 CVCV060840, Iowa District Court for Polk County (14 oct. 2020).
24. Allegheny Def. Project v FERC, 964 F (3d) 1 (Cir DC 2020).
25. 15 USC §§ 717f(c), 717b.
26. Limiting Authorizations to Proceed with Construction Activities Pending Rehearing, 171 FERC ¶ 61,201 (2020).
27. 15 USC § 717r(a).
28. Cal Co. v FPC, 411 F (2d) 720 à 721 (Cir DC 1969) (per curiam).
29. Voir Allegheny Def. Project v FERC, 932 F (3d) 940 à la p 948 (Cir DC 2019) (opinion concordante de la juge Millett).
30. Allegheny Def. Project, 964 F (3d) aux pp 3–4.
31. Comparer 15 USC § 717r avec 16 USC § 825l.
32. EPA, Carbon Pollution Emission Guidelines for Existing Stationary Sources: Electric Utility Generating Units, Final Rule, 80 Fed Reg 64661 (23 octobre 2015).
33. EPA, Repeal of the Clean Power Plan; Emission Guidelines for Greenhouse Gas Emissions From Existing Electric Utility Generating Units; Revisions to Emission Guidelines Implementing Regulations, Final Rule, 84 Fed Reg 32520 (8 juillet 2019).
34. Voir West Virginia v EPA, No. 15-1363 (Cir DC) (ordonnace du 17 septembre 2019).
35. EPA, supra note 33.
36. Voir Lung Assoc. v EPA, n^o 19-1140 (Cir DC), jointe avec New York v EPA, n^o 19-1165 (Cir DC); Appalachian Mountain Club v EPA, n^o 19-1166 (Cir DC); Chesapeake Bay Found., Inc v EPA, n^o 19-1173 (Cir DC); Robinson Enter., Inc. v EPA, n^o 19-1175 (Cir DC); Westmoreland Mining Holdings v EPA, n^o 19-1176 (Cir DC); City and Cnty. of Denver Colo. v EPA, n^o 19-1177 (Cir DC); N. Am. Coal Corp. v EPA, n^o 19-1179 (Cir DC); Biogenic CO2 Coal. v EPA, n^o 19-1185 (Cir DC); Advanced Energy Econ. v EPA, n^o 19-1186 (Cir DC); Am. Wind Energy Assoc. v EPA, n^o 19-1187 (Cir DC); Consol. Edison, Inc. v EPA, n^o 19-1188 (Cir DC).
37. Toutefois, l’EPA a publié des mises à jour au programme de NSR qui peuvent réduire les fardeaux réglementaires pour les installations existantes de production d’électricité. Par exemple, le 22 octobre 2020, l’EPA a annoncé qu’elle allait mettre au point une règle pour clarifier le processus d’évaluation à savoir si la délivrance de permis NSR s’appliquerait aux projets proposés là où se trouvent des sources principales d’émissions stationnaires, y compris des installations de production d’électricité. La règle vise à éliminer la délivrance de permis NSR là où un projet proposé entraînerait des réductions des émissions.
38. CEQ, Update to the Regulations Implementing the Procedural Provisions of the National Environmental Policy Act, Final Rule, 85 Fed Reg 43304 (16 juillet 2020).
39. Voir Wild Va. v CEQ, No. 3:20-cv-00045 (DO Va) (Wild Virginia); Alaska Cmty. Action on Toxics v CEQ, No. 3:20-cv-05199 (DN Cal); Envtl. Just. Health All. v CEQ, No. 1:20-cv-6143 (SDNY); Cal. v CEQ, No. 3:20-cv-06057 (DN Cal); Iowa Citizens for Cmty. Improvement v CEQ, No. 1:20-cv-02715 (DDC).
40. Executive Office of the President Office of Management and Budget, « Memorandum for the Heads of Executive Departments and Agencies – Budget and Management Guidance on Updates to the Regulations Implementing the Procedural Provisions of the National Environmental Policy Act » (2 novembre 2020), en ligne (pdf) : <www.whitehouse.gov/wp-content/uploads/2020/11/M-21-01.pdf>.
41. EPA, The Safer Affordable Fuel-Efficient (SAFE) Vehicles Rule Part One: One National Program,Withdrawal of Waiver, Final Rule, 84 Fed Reg 51310 (27 septembre 2019).
42. Voir California v Chao, n^o 1:19-cv-02826 (DDC); jointe avec S. Coast Air Quality Mgmt. Dist. v Chao, n^o 1:19-cv-03436 (DDC); Envtl. Defense Fund v Chao, n^o 1:19-cv-02907 (DDC).
43. Voir Union of Concerned Scientists v NHTSA, n^o 19-1230 (Cir DC); jointe avec Cal. v Wheeler, n^o 19-1239 (Cir DC); S. Coast Air Quality Mgmt. Dist. v EPA, n^o 19-1241 (Cir DC); Nat. Coal. for Advanced Transp. v EPA, n^o 19-1242 (Cir DC); Sierra Club v EPA, n^o 19-1243 (Cir DC); Calpine Corp. v EPA, n^o 19-1245 (Cir DC); City and Cty. of San Francisco v Wheeler, n^o 19-1246 (Cir DC); Advanced Energy Econ. v EPA, n^o 19-1249 (Cir DC); Nat. Coal. for Advanced Transp. v EPA, n^o 20-1175 (Cir DC); Ctr. for Biological Diversity v EPA, n^o 20-1178 (Cir DC).
44. EPA, The Safer Affordable Fuel-Efficient (SAFE) Vehicles Rule for Model Years 2021-2026 Passenger Cars and Light Trucks; Final Rule, 85 Fed Reg 24174 (30 avril 2020), amended in 85 Fed Reg 40901 (8 juillet 2020).
45. California Air Resources Board, « Framework Agreements on Clean Cars » (17 août 2020), en ligne : <ww2.arb.ca.gov/news/framework-agreements-clean-cars>.
46. Voir par ex Coral Davenport, « G.M. Drops Its Support for Trump Climate Rollbacks and Aligns With Biden » New York Times (23 novembre 2020), en ligne : <www.nytimes.com/2020/11/23/climate/general-motors-trump.html>; David Shepardson, « Nissan joins GM in exiting auto group backing Trump » Automotive News (4 décembre 2020), en ligne : <www.autonews.com/regulation-safety/nissan-joins-gm-exiting-auto-group-backing-trump>.
47. Electric Storage Participation in Markets Operated by Regional Transmission Organizations and Independent System Operators, 162 FERC ¶ 61,127 (2018), sur nouvelle audience et clarification, 167 FERC ¶ 61,154 (2019) (2019), Order No. 841-A (rejetant les demandes de nouvelle audience et confirmant ses déterminations dans l’ordonnance n^o 841) [No d’ordonnance 841].
48. Plusieurs entités ont déposé des requêtes de nouvelle audience et de clarification concernant l’ordonnance n^o 841. Le 16 mai 2019, la FERC a délivré une ordonnance rejetant les demandes de nouvelle audience et rejetant en partie et accordant en partie les demandes de clarification. Voir l’ordonnance n^o 841-A.
49. National Association of Regulatory Utility Commissioners v FERC, 964 F (3d) 1177 à la p 1180 (2020).
50. Voir ibid au pp 1188–89.
51. Voir les dossiers de la FERC nos ER19-460 (dossier de conformité de Southwest Power Pool, Inc. pour l’ordonnance n^o 841), ER19-465 (dossier de conformité de Midcontinent Independent System Operator, Inc. pour l’ordonnance n^o 841), ER19-467 (dossier de conformité de New York Independent System Operator, Inc. pour l’ordonnance n^o 841), ER19-468 (dossier de conformité de California Independent System Operator Corp. pour l’ordonnance n^o 841), ER19-469 (dossier de conformité de PJM Interconnection, L.L.C. pour l’ordonnance n^o 841), ER19-470 (dossier de conformité d’ISO New England, Inc. pour l’ordonnance n^o 841).
52. Midcontinent Indep. Sys. Operator, 172 FERC ¶ 61,132 au para 1 (2020).
53. Voir Utilization of Electric Storage Resources for Multiple Services When Receiving Cost-Based Rate Recovery, 158 FERC ¶ 61,051 au para 9 (2017); Western Grid Dev., 130 FERC ¶ 61,056 aux paras 1–2 (2010).
54. Voir PJM Interconnection L.L.C., « Meeting Details » (dernière consultation le 3 février 2021), en ligne : <www.pjm.com/forms/registration/Meeting%20Registration.aspx?ID={6D298032-D049-4D3E-A53E-0BE8892AFFC8}>.
55. Am. Electric Power Serv. Corp, 173 FERC ¶ 61,264 au para 37 (2020) (Kentucky Power Company est une filiale d’American Electric Power Company).
56. Ibid au para 35.
57. Calpine Corp. v PJM Interconnection, L.L.C., 163 FERC ¶ 61,236 (2018).
58. Calpine Corp. v PJM Interconnection, L.L.C., 169 FERC ¶ 61,239 (2019), order on reh’g, 171 FERC ¶ 61,035 (2020).
59. Ordonnance de décembre 2019 au para 9.
60. Ibid.
61. Ibid.
62. Calpine Corp. v PJM Interconnection, L.L.C., 173 FERC ¶ 61,061 (2020) (ordonnance d’octobre 2020).
63. Alors que la FERC a défini la subvention d’État dans l’ordonnance de décembre 2019, PJM a proposé une définition légèrement modifiée dans la proposition de conformité acceptée par la FERC dans l’ordonnance d’octobre 2020. PJM a défini la subvention d’État comme « un paiement direct ou indirect, une concession, un rabais, une subvention, une charge de consommation non contournable ou tout autre avantage financier qui résulte d’une action, d’un processus obligatoire ou d’un processus parrainé par un gouvernement d’État, une subdivision politique ou une agence d’un État ou une coopérative électrique formée en vertu de la loi de l’État, et qui (1) est dérivé ou relève de l’acquisition (a) d’électricité ou de capacité de production d’électricité vendue en gros dans le commerce interétatique ou (b) d’un attribut du processus de production d’électricité ou de capacité de production d’électricité vendue en gros dans le commerce interétatique; qui (2) soutiendra la construction, le développement ou l’exploitation d’une ressource de capacité nouvelle ou existante; ou qui (3) pourrait avoir pour effet de permettre à une unité de se dédouaner dans une vente aux enchères de capacité de PJM » [traduction]. Ibid aux para 37, 41. De plus, la FERC a accepté la proposition de PJM d’exclure sept programmes de la définition de la subvention d’État. Ibid aux para 43, 45.
64. Ibid au para 30.
65. Ibid aux para 69, 87.
66. Ibid aux para 112, 122, 143,165, 280.
67. Ibid au para 229.
68. U.S. Energy Information Administration, « Summary of Legislation and Regulations Included in the Annual Energy Outlook 2021 » (février 2021), en ligne : <www.eia.gov/outlooks/aeo/assumptions/pdf/summary.pdf> (dernière consultation le 8 février 2021).
69. Kassia Micek, Commodities 2021: States racing to set goals toward net-zero emission, 100% renewable electricity, S&P Global Platts (24 décembre 2020), en ligne : <www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/electric-power/122420-commodities-2021-states-racing-to-set-goals-toward-net-zero-emission-100-renewable-electricity> (dernière consultation le 8 février 2021).
70. Ibid.
71. Ibid.
72. Ibid.
73. Ibid.
74. Ibid.
75. Ibid.
76. Voir Order Adopting Regulations, Dossier n^o PUR-2020-00120, Va State Corp Comm’n (18 décembre 2020).
77. 2018 Mass Acts Ch 227.
78. 225 CMR 21.05(1)(a) (2020).
79. Par « période de pointe saisonnière », on entend les « périodes pendant les saisons de pointe propre où la demande nette d’électricité est généralement la plus élevée ». Les périodes de pointe saisonnière ne doivent pas être inférieures à une (1) heure ni supérieures à quatre (4) heures chaque jour ouvrable au cours d’une saison de pointe propre; elles seront déterminées sur une base prospective au plus tard six (6) mois avant l’année de conformité suivante; elles seront révisées au plus une fois tous les trois (3) ans; et le [DOER] se réserve le droit d’exempter les ressources existantes des ajustements aux périodes de pointe saisonnière en vigueur au moment de leur qualification. » [traduction] 225 CMR 21.02.
80. 225 CMR 21.05(6).
81. 225 CMR 21.07(1)(a).
82. 225 CMR 21.07(1)(b).
83. 225 CMR 21.05(8)(a)-(b).
84. 225 CMR 21.08(3). Le tarif initial de l’autre paiement de conformité (APC) est de 45,00 $ par MWh jusqu’à l’année de conformité 2024, et il diminuera de 1,54 $ par MWh chaque année de conformité par la suite jusqu’en 2050, ou jusqu’à ce que le tarif de l’APC atteigne 4,96 $ par MWh. Le tarif restera alors à 4,96 $ par MWh pendant toute la durée du programme de norme de point propre. Tout comme l’exigence du contrat à long terme, cette réduction automatique peut être ajustée en fonction de l’offre du marché.
85. Participation of Distributed Energy Resource Aggregations in Markets Operated by Regional Transmission Organizations and Independent System Operator, Order No. 2222, 172 FERC ¶ 61,247 (2020). La FERC a défini les RED comme « toutes ressources situées sur le réseau de distribution, tout sous-réseau de celui-ci ou derrière un compteur de client » [traduction] Ibid n.1. Ces ressources « peuvent comprendre, sans en exclure d’autres, les ressources de stockage électrique, la production décentralisée, l’intervention sur la demande, l’efficacité énergétique, le stockage thermique, et les véhicules électriques et leurs équipements d’approvisionnement » [traduction] Ibid.
86. Ibid aux para 26–28.
87. Ibid au para 29.
88. Ibid au para 6.
89. Ibid au para 8.
90. Voir ibid au para 56.
91. Ibid au para 64.
92. Ibid.
93. Ibid au para 61.
94. Ibid au para 360; voir aussi Department of Energy, Participation of Distributed Energy Resource Aggregations in Markets Operated by Regional Transmission Organizations and Independent System Operators; Notice of Correction in Federal Register of Compliance Deadline, 85 Fed Reg 70143 (4 novembre 2020).
95. PG&E, News Release, « Files for Reorganization Under Chapter 11 » (29 janvier 2019) en ligne : <www.pge.com/en/about/newsroom/newsdetails/index.page?title=20190129_pge_files_for_reorganization_under_chapter_11>.
96. Voir NextEra Energy, Inc v Pac. Gas & Elec. Co., 166 FERC ¶ 61,049 au para 28 (2019); Exelon Corp. v Pac. Gas & Elec. Co., 166 FERC ¶ 61,053 au para 25 (2019).
97. In re PG&E Corporation, n^o 19-30088-DM (Bankr DN Cal) (7 juin 2019), (mémoire de décision sur la mesure de redressement déclaratoire et injonctive), en ligne (pdf) : <www.courthousenews.com/wp-content/uploads/2019/06/pge-ferc-ruling.pdf>.
98. Voir par ex Ivan Penn, « PG&E, Troubled California Utility, Emerges from Bankruptcy », New York Times (1^er juillet 2020), en ligne : <www.nytimes.com/2020/07/01/business/energy-environment/pge-bankruptcy-ends.html>.
99. Gas & Elec. Co. v FERC et al., n^o 19-71615 (7 octobre 2020), en ligne (pdf) : <cdn.ca9.uscourts.gov/datastore/memoranda/2020/10/07/19-71615.pdf>.
100. Department of the Interior, Waste Prevention, Production Subject to Royalties, and Resource Conservation; Rescission or Revision of Certain Requirements, Final Rule, 83 Fed Reg 49184 (28 septembre 2018).
101. California v Bernhardt, jointe avec Sierra Club v Bernhardt, n^o 4:18-cv-05712-YRG (DN Cal).
102. California v Zinke, nos 20-16793, 20-16793, 20-16801 (9^e Cir).
103. Wyoming v U.S. Dep’t of the Interior, n^o 2:16-CV-00285 (D Wyo); jointe avec Western Energy Alliance v Jewell, 2:16-CV-0280 (D Wyo).
104. EPA, Oil and Natural Gas Sector: Emission Standards for New, Reconstructed, and Modified Sources Reconsideration, Final Rule, 85 Fed Reg 57398 (15 septembre 2020).
105. California v Wheeler, n^o 20-1357 (Cir DC); Defense Fund v Wheeler, No. 20-01359 (Cir DC).
106. IRS, « Guidance on Structuring Transactions » (proc. rév. 2020-12), en ligne (pdf) : <www.irs.gov/pub/irs-drop/rp-20-12.pdf>; IRS, « Beginning of Construction for the Credit for Carbon Oxide Sequestration under Section 45Q » (avis 2020-12), en ligne (pdf) : <www.irs.gov/pub/irs-drop/n-20-12.pdf>.
107. Department of the Treasury, Credit for Carbon Oxide Sequestration, Notice of proposed rulemaking, 85 Fed Reg 34050 (2 juin 2020).
108. Règlement définitif, Credit for Carbon Oxide Sequestration, 86 Fed Reg 4728 (15 janvier 2021).
109. FERC, « 2020 Report on Enforcement » (19 novembre 2020) à la p 31, en ligne (pdf) : <www.ferc.gov/sites/default/files/2020-11/2020%20Annual%20Report%20on%20Enforcement.pdf>.
110. Ibid à la p 7.
111. FERC, « 2019 Report on Enforcement » (21 novembre 2019) à la p 8, en ligne (pdf) : <cms.ferc.gov/sites/default/files/2020-05/11-21-19-enforcement.pdf>.
112. FERC, supra note 109 à la p 5.
113. Ibid aux pp 5–6.
114. Vitol Inc. and Federico Corteggiano, 169 FERC ¶ 61,070 au para 1 (2019).
115. Ibid.
116. 16 USC § 823b(d)(3)(B).
117. FERC v Vitol Inc. and Federico Corteggiano, Complaint, Dossier n^o 2:20-cv-00040-KJM-AC (6 janvier 2020).
118. FERC v Vitol Inc. and Federico Corteggiano, Vitol, Inc. Notice of Motion and Motion to Dismiss, Dossier n^o 2:20-cv-00040-KJM-AC (6 mars 2020) [Requête en rejet de Vitol].
119. Ibid.
120. FERC v Powhatan Energy Fund, LLC, 949 F (3d) 891 (4^e Cir 2020).
121. Requête en rejet de Vitol à la p 3.
122. CFTC, « FY 2020 Division of Enforcement Annual Report » (1^er décembre 2020) à la p 1, en ligne (pdf) : <www.cftc.gov/media/5321/DOE_FY2020_AnnualReport_120120/download>.
123. Ibid.
124. In the matter of Vitol Inc., Order Instituting Proceedings Pursuant to Section 6(c) and 6(d) of the Commodity Exchange Act, Making Findings, and Imposing Remedial Sanctions, dossier CFTC n^o 21-01 (3 décembre 2020).
125. Ibid à la p 1.
126. À titre d’information, l’article 365 du Code des faillites permet à un syndic ou à un débiteur-exploitant en faillite « de prendre en charge ou de rejeter tout contrat exécutoire » [traduction], 11 U.S.C. § 365(a). Par conséquent, les débiteurs ont la possibilité de déterminer « si le contrat est avantageux pour les ayants cause à l’avenir » [traduction], Mission Prod. Holdings, Inc. v Tempnology, LLC, 139 S Ct 1652 à la p 1658 (2019). Les tribunaux des faillites approuvent généralement la décision du débiteur quant au rejet ou à la prise en charge du contrat exécutoire en vertu de la norme d’appréciation commerciale fondée sur la retenue, Ibid. Le Code des faillites stipule explicitement que le rejet d’un contrat « constitue une violation de ce contrat » [traduction], 11 U.S.C. § 365(g).
127. Voir In re Ultra Petroleum Corp., 621 BR 188 à 198 (Bankr DS Tex 21 août 2020) (la conclusion à savoir que « la FERC a approuvé le contrat en question ici s’inscrit dans la portée générale de ‘tous contrats exécutoires’. Par conséquent, l’Accord est sujet à un rejet » [traduction] (citations internes omises)); In re Extraction Oil & Gas, et al., 622 BR 608 à la p 614 (Bankr D Del 2 novembre 2020) (« Aucune prescription ni limitation ne s’applique concernant le rejet d’un contrat approuvé par la FERC. » [traduction]).
128. Requête d’ordonnance déclaratoire et de mesure accélérée pour Rockies Express Pipeline LLC, Rockies Express Pipeline LLC, dossier n^o RP20-822-000 (déposée le 29 avril 2020). En vertu de la doctrine Mobile-Sierra, la FERC est la seule entité qui peut modifier ou abroger les tarifs déposés, et elle ne peut le faire qu’après avoir conclu qu’un tarif déposé nuit à l’intérêt public. Voir United States Pipe Line Co. v Mobile Gas Serv. Corp., 350 US 332 à la p 339 (1956); Power Comm’n v Sierra Pac. Power Co., 350 US 348 (1956).
129. In re Ultra Petroleum, n^o 20-32631, 2020 WL 4940240 (Bankr DS Tex).
130. 378 F (3d) 511 (5^e Cir 2004).
131. Requête d’ordonnance déclaratoire et demande de mesure accélérée d’ETC Tiger Pipeline, LLC, ETC Tiger Pipeline, LLC, Docket No. RP20-881-000 (déposée le 19 mai 2020); ETC Tiger Pipeline, LLC, 171 FERC ¶ 61,248 (2020).
132. ETC Tiger Pipeline, LLC, 171 FERC ¶ 61,248 au para 20 (2020).
133. Voir p ex Rockies Express Pipeline LLC, 172 FERC ¶ 61,279 au para 27 (2020); Midship Pipeline Co., LLC, 173 FERC ¶ 61,011 aux para 29–30 (2020); ANR Pipeline Co. Et al., 173 FERC ¶ 61,018 au para 27–28 (2020); Rover Pipeline LLC, 173 FERC ¶ 61,019 para 25–26 (2020).
134. Voir par ex Rockies Express Pipeline, LLC, 173 FERC ¶ 61,099 au para 1 (2020); Midship Pipeline Co., LLC, 173 FERC ¶ 61,130 au para 1 (2020); ANR Pipeline Co. Et al., 173 FERC ¶ 61,131 au para 1 (2020); Rover Pipeline LLC, 173 FERC ¶ 61,133 para 1 (2020).
135. In re Extraction Oil & Gas, Inc., n^o 20-11548, 2020 WL 6389252 (Bankr D Del 2020).
136. Carbon Pricing in Organized Wholesale Electricity Markets, Notice of Proposed Policy Statement, 173 FERC ¶ 61,062 (2020).
137. Ibid au para 1.
138. Dans l’énoncé de politique proposé, la FERC utilise « tarification du carbone » de façon à « inclure les méthodes ‘fondées sur le prix’ adoptées par les États qui établissent directement le prix des émissions de GES ainsi que les approches ‘fondées sur la quantité’ adoptées par les États qui le font indirectement » [traduction], Ibid au para 3.
139. Ibid au para 2.
140. Ibid au para 7.
141. Ibid au para 8.
142. Ibid aux para 9, 11 (citant FERC v Elec. Power Supply Ass’n, 136 S. Ct. 760 au pp 774–75 (2016), as revised (28 janvier 2016) (EPSA)).
143. 173 FERC ¶ 61,062 au para 10.
144. Ibid au para 12.
145. Ibid.
146. Ibid au para 15.
147. Ibid au para 1, n.2.
148. Ibid aux para 4–5.
149. Voir dossier n^o AD20-14-000.
150. Voir Qualifying Facility Rates and Requirements Implementation Issues Under the Public Utility Regulatory Policies Act of 1978, Order No. 872, 172 FERC ¶ 61,041 (2020) [ordonnance n^o 872], clarified by Qualifying Facility Rates and Requirements Implementation Issues Under the Public Utility Regulatory Policies Act of 1978, Order No. 872-A, FERC ¶ 61,158 (2020) [ordonnance n^o 872-A].
151. Voir ordonnance n^o 872 aux para 549–50. Les exemples de « changements substantiels » peuvent être des augmentations dans la capacité de production de 1 MW ou de 5 % de la capacité installée, ou une augmentation de 10 % ou plus du titre de capitaux propres d’un propriétaire, ordonnance n^o 872 au para 550, ordonnance n^o 872-A au para 323.
152. Neuvième circuit, dossier nos 20-72788, 20-73375 et 21-70113.
153. Broadview Solar, LLC, 172 FERC ¶ 61,194 (2020).
154. Voir 16 USC § 796(17)(A)(ii) et 18 CFR §292.204(a)(1).
155. Occidental Geothermal, Inc., 17 FERC ¶ 61,231 (1981).
156. Broadview, supra note 153 au para 23.
157. Ibid au para 25.
158. Ibid au para 27. La FERC a déclaré :
     si une IA qui a indiqué une capacité maximale de production d’électricité nette de 80 MW ou moins a un formulaire n° 556 dans son dossier à la Commission avant la date de la présente ordonnance, même si elle a pu inclure des ajustements pour les onduleurs ou autres dispositifs de limitation de la production pour calculer sa capacité maximale de production d’électricité nette de 80 MW ou moins, alors elle bénéficiera d’une clause de droits acquis en ce qui concerne le portefeuille à Occidental. En d’autres termes, les IA précédemment certifiées seront toujours considérées comme des installations de production d’énergie de petite taille aux fins de la PURPA [traduction].
159. Bien que la FERC ait expressément déclaré qu’elle reconnaîtrait des « droits acquis » aux AI qui d’auto-certifient ou qui font une demande de statut d’AI avant le 1^er septembre, elle n’a pas abordé expressément les effets du redressement.
160. Cir DC, dossier nos 20-1487 et 20-1500.
161. 50 USC §1701 et suiv.
162. 50 USC §1601 et suiv.
163. Securing the United States Bulk-Power System, No d’ordonnance 13920, 85 Fed Reg 26595 (4 mai 2020).
164. Ibid au pp 26,595-96. Le décret 13920 définit le « système d’énergie en bloc » comme signifiant « (i) les installations et les systèmes de contrôle nécessaires à l’exploitation d’un réseau interconnecté de transport d’énergie électrique (ou toute partie de celui-ci); et (ii) l’énergie électrique provenant des installations de production nécessaires pour maintenir la fiabilité du transport » [traduction]. La définition inclut les lignes de transport de 69 000 volts (69 kV) ou plus, mais n’inclut pas les installations de distribution locales. « Équipement électrique du système de production d’énergie en bloc » signifie « les salles de contrôle ou les centrales électriques, y compris les réacteurs, les condensateurs, les transformateurs de sous-station, les condensateurs de couplage de courant, les grandes génératrices, les génératrices de secours, les régulateurs de tension de sous-station, l’équipement de condensateur shunt, les reconjoncteur automatiques de circuit, les transformateurs d’instrument, les transformateurs de tension de capacité de couplage, les relais de protection, l’équipement de mesure, les disjoncteurs haute tension, les turbines de production, les systèmes de contrôle industriels, les systèmes de contrôle décentralisés et les systèmes de sécurité instrumentés » [traduction].
165. Department of Energy, Securing the United States Bulk Power System, Request for information, 85 Fed Reg 41023 (8 juillet 2020).
166. Ibid à 41024.
167. Department of Energy, Securing the United States Bulk Power System, Extension of public comment period, 85 Fed Reg 44061 (21 juillet 2020).
168. Department of Energy, Prohibition Order Securing Critical Defense Facilities, Prohibition Order, 86 Fed Reg 533 (6 janvier 2021).
169. Ibid.
170. Ibid à la p 534. Les infrastructures électriques critiques pour la défense sont définies au paragraphe 215A(a)(4) de la FPA (16 U.S.C. § 824o-1) comme toute infrastructure électrique située dans l’un des 48 États contigus ou dans le district de Columbia qui (i) dessert une installation désignée par le secrétaire de l’Énergie comme (A) critique pour la défense des États-Unis et (B) vulnérable à une interruption de l’approvisionnement en énergie électrique fournie à cette installation par un fournisseur externe, mais qui (ii) n’est pas détenue ou exploitée par le propriétaire ou l’exploitant de l’installation désignée dans la clause (i) [traduction].