{"id":1403,"date":"2016-06-23T15:20:23","date_gmt":"2016-06-23T15:20:23","guid":{"rendered":"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/?p=1403"},"modified":"2016-06-29T13:02:18","modified_gmt":"2016-06-29T13:02:18","slug":"the-washington-report-4","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/regular-features\/the-washington-report-4","title":{"rendered":"La position de Washington"},"content":{"rendered":"

Les d\u00e9veloppements en mati\u00e8re de r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie aux \u00c9tats-Unis a une incidence sur de nombreux secteurs de l\u2019industrie de l\u2019\u00e9nergie et touche un vaste \u00e9ventail d\u2019enjeux. Dans le premier num\u00e9ro du troisi\u00e8me volume de la Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie (ERQ), nous avons fait \u00e9tat des r\u00e9alisations cl\u00e9s du gouvernement f\u00e9d\u00e9ral et des \u00c9tats-Unis en 2014 en mati\u00e8re de r\u00e8glementation \u00e9nerg\u00e9tique. Le pr\u00e9sent rapport met en lumi\u00e8re les progr\u00e8s importants r\u00e9alis\u00e9s en 2015 et au d\u00e9but 2016, lesquels pourraient int\u00e9resser les lecteurs de l\u2019ERQ.<\/p>\n

I. Exportations de GNL <\/strong><\/h2>\n

En 2015 et au d\u00e9but de 2016, le bureau de l\u2019\u00c9nergie fossile du d\u00e9partement de l\u2019\u00c9nergie des \u00c9tats-Unis (DOE) a autoris\u00e9 les promoteurs de deux projets de gaz naturel liqu\u00e9fi\u00e9 (GNL) situ\u00e9s en Nouvelle-\u00c9cosse \u00e0 exporter du gaz naturel produit aux \u00c9tats-Unis vers le Canada, o\u00f9 il serait liqu\u00e9fi\u00e9 et r\u00e9export\u00e9 vers des pays qui ne disposent pas d\u2019un accord de libre-\u00e9change (ALE) avec les \u00c9tats-Unis exigeant un traitement national aux fins du commerce de gaz naturel (pays \u00ab non membres d\u2019un ALE \u00bb)1<\/sup>. Le DOE ne s\u2019\u00e9tait toujours pas pench\u00e9 sur la question critique de savoir si les exportations devaient \u00eatre consid\u00e9r\u00e9es comme des exportations vers le Canada \u2013 qui dispose d\u2019un ALE avec les \u00c9tats-Unis \u2013 ou vers les pays non membres d\u2019un ALE auxquels le gaz, sous forme de GNL, serait livr\u00e9 lorsqu\u2019il serait r\u00e9export\u00e9. En vertu de l\u2019article 3c<\/em>) de la Natural Gas Act<\/em> (NGA<\/em>), les demandes d\u2019autorisation pour exporter du GNL vers des pays membres d\u2019un ALE sont jug\u00e9es conformes \u00e0 l\u2019int\u00e9r\u00eat public et devraient \u00eatre accord\u00e9es \u00ab sans modification ni d\u00e9lai \u00bb2<\/sup>. Conform\u00e9ment \u00e0 l\u2019article 3a<\/em>) de la NGA<\/em>, le DOE doit proc\u00e9der \u00e0 un examen de l\u2019int\u00e9r\u00eat public et donner avis et offrir la possibilit\u00e9 d\u2019une participation du public pour estimer qu\u2019une demande d\u2019exportation de GNL vers des pays non membres d\u2019un ALE ne va pas \u00e0 l\u2019encontre de l\u2019int\u00e9r\u00eat public. Le DOE a d\u00e9termin\u00e9 que \u00ab la destination du gaz naturel ou du GNL provenant des \u00c9tats-Unis en vue d\u2019une utilisation finale est essentielle \u00e0 la d\u00e9termination du DOE, tout comme la situation commerciale de ce ou de ces pays de destination \u00bb3<\/sup>. Le DOE exigeait, comme condition \u00e0 l\u2019autorisation d\u2019exportation, que les acheteurs dans le cadre de march\u00e9s pour la vente de GNL fournissent au titulaire de l\u2019autorisation un rapport d\u00e9signant le pays dans lequel le GNL r\u00e9export\u00e9 est \u00ab effectivement livr\u00e9 et\/ou re\u00e7u aux fins d\u2019utilisation finale\u2026 \u00bb4<\/sup>. \u00c0 moins que la d\u00e9cision ne soit fond\u00e9e sur la situation commerciale du pays o\u00f9 il y aura \u00ab utilisation finale \u00bb, le DOE a \u00e9mis l\u2019avis que les exportateurs pourraient \u00ab se soustraire \u00e0 l\u2019examen de l\u2019int\u00e9r\u00eat public et \u00e0 la possibilit\u00e9 de participation du public dans les proc\u00e9dures d\u2019exportation vers des pays non membres d\u2019ALE en vertu de l\u2019article 3a<\/em>) de la NGA<\/em>, simplement en transitant le gaz naturel ou le GNL par un pays membre d\u2019un ALE en route vers un pays non membre d\u2019un ALE \u00bb et il ne croyait pas que le Congr\u00e8s pr\u00e9voyait que le \u00ab crit\u00e8re \u00e0 deux volets \u00bb dans la NGA<\/em> soit \u00ab aussi facilement contourn\u00e9 \u00bb5<\/sup>.<\/p>\n

Dans le d\u00e9cret no<\/sup> 37696<\/sup>, le DOE a exerc\u00e9 pour la premi\u00e8re fois sa comp\u00e9tence en vertu de l\u2019article 3 de la NGA<\/em> relativement aux \u00ab exp\u00e9ditions en transit \u00bb de gaz naturel canadien, achemin\u00e9 par pipeline et passant par les \u00c9tats-Unis pour revenir au Canada, le pays d\u2019origine. Le gaz canadien ne se trouverait aux \u00c9tats-Unis que \u00ab temporairement \u00bb lors de son retour vers le Canada o\u00f9 il serait liqu\u00e9fi\u00e9 en vue de son exportation subs\u00e9quente comme GNL. L\u2019analyse du DOE visait \u00e0 savoir si ces envois constituaient des \u00ab importations \u00bb ou des \u00ab exportations \u00bb au sens de l\u2019article 3 de la NGA<\/em>. Le DOE a conclu que le Congr\u00e8s n\u2019avait probablement pas pr\u00e9vu que les mots \u00ab importation \u00bb et \u00ab exportation \u00bb s\u2019appliquent \u00e0 tout acheminement de gaz naturel au-del\u00e0 de la fronti\u00e8re am\u00e9ricaine, mais plut\u00f4t qu\u2019aux cat\u00e9gories d\u2019envois \u00ab qui, de par leur nature, pourraient avoir un effet appr\u00e9ciable sur l\u2019int\u00e9r\u00eat public des \u00c9tats-Unis \u00bb7<\/sup>. Les exp\u00e9ditions en transit, a conclu le DOE, sont \u00ab cat\u00e9goriquement peu susceptibles \u00bb d\u2019avoir un effet appr\u00e9ciable sur l\u2019int\u00e9r\u00eat public des \u00c9tats-Unis, et toute situation environnementale ou \u00e9conomique que ces envois cr\u00e9ent pour le r\u00e9seau de pipelines de gaz naturel des \u00c9tats-Unis pourrait \u00eatre g\u00e9r\u00e9e par la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) ou les organismes de r\u00e8glementation des \u00c9tats8<\/sup>. Le DOE a \u00e9galement not\u00e9 l\u2019Accord entre le gouvernement du Canada et le gouvernement des \u00c9tats-Unis d\u2019Am\u00e9rique concernant les pipelines de transit de 1977, lequel \u00ab repose g\u00e9n\u00e9ralement sur la politique de laissez-faire entre les deux gouvernements pour les exp\u00e9ditions en transit d\u2019hydrocarbures \u00bb9<\/sup>. Le DOE a conclu que les exp\u00e9ditions en transit qui reviennent au pays d\u2019origine \u2013 envois de gaz naturel par les \u00c9tats-Unis entre des points d\u2019une seule nation \u00e9trang\u00e8re qui sont physiques et directs \u2013 ne sont pas des \u00ab importations \u00bb ni des \u00ab exportations \u00bb au sens de l\u2019article 3. Les envois virtuels, y compris les \u00e9changes par r\u00e9acheminement ou par d\u00e9placement ne sont pas des exp\u00e9ditions \u00ab en transit \u00bb aux termes du d\u00e9cret no<\/sup> 376910<\/sup>. Bien que le DOE aient rejet\u00e9 la demande parce qu\u2019il n\u2019avait pas comp\u00e9tence, il a enjoint le demandeur \u00e0 pr\u00e9senter des renseignements pr\u00e9cis sur ses exp\u00e9ditions en transit, y compris une explication au DOE d\u00e9montrant qu\u2019aucune livraison dans les march\u00e9s des \u00c9tats-Unis n\u2019a eu lieu11<\/sup>.<\/p>\n

Le S\u00e9nat et la Chambre des repr\u00e9sentants des \u00c9tats-Unis ont tous deux adopt\u00e9 des lois en 2015 et au d\u00e9but de 2016 visant \u00e0 acc\u00e9l\u00e9rer le traitement par le DOE des demandes d\u2019autorisation pour l\u2019exportation vers des pays non membres d\u2019un ALE en vertu de l\u2019article 3 de la NGA<\/em>. Le DOE serait tenu de rendre une d\u00e9cision finale au plus tard 30 jours (le projet de loi de la Chambre) ou 45 jours (projet de loi du S\u00e9nat) suivant la conclusion de l\u2019examen exig\u00e9 par la National Environmental Policy Act<\/em> of 1969<\/em>(NEPA<\/em>)12<\/sup>. Pour un projet d\u2019exportation de GNL exigeant un \u00e9nonc\u00e9 des incidences environnementales (c.\u00e0d. l\u2019examen le plus exhaustif), les projets de loi sp\u00e9cifient que l\u2019examen de la NEPA<\/em> est consid\u00e9r\u00e9 \u00ab conclu \u00bb apr\u00e8s la publication d\u2019un \u00e9nonc\u00e9 final des incidences environnementales. Les projets de loi doivent \u00eatre \u00e9tudi\u00e9s par une commission avant que d\u2019autres mesures ne soient prises par le Congr\u00e8s.<\/p>\n

Le 11 mars 2016, la FERC a pris un d\u00e9cret rejetant les demandes d\u00e9pos\u00e9es par Jordan Cove Energy Project en vertu de l\u2019article 3 de la NGA<\/em> pour le choix du site d\u2019un terminal d\u2019exportation de GNL, sa construction et son exploitation \u00e0 Coos Bay, en Oregon, et par Pacific Connector Gas Pipeline pour construire et raccorder un pipeline de gaz naturel inter-\u00c9tats13<\/sup>. La FERC a d\u00e9termin\u00e9 que \u00ab Pacific Connector avait pr\u00e9sent\u00e9 peu ou n\u2019avait pas pr\u00e9sent\u00e9 de preuves d\u2019un besoin \u00bb pour le pipeline, soulignant qu\u2019elle n\u2019avait \u00ab ni conclu des ententes pr\u00e9alables pour ses projets, ni proc\u00e9d\u00e9 \u00e0 un appel de soumissions, lequel aurait pu (ou non) donn\u00e9 lieu \u00e0 des \u2018d\u00e9clarations d\u2019int\u00e9r\u00eat\u2019 que l\u2019entreprise aurait pu fournir comme attestation de demande \u00bb14<\/sup>. Ayant conclu que le pipeline ne r\u00e9pondait pas aux exigences aux termes de l\u2019article 7 pour un certificat de commodit\u00e9 et de n\u00e9cessit\u00e9 publique, la FERC a d\u00e9termin\u00e9 qu\u2019il serait \u00ab impossible pour l\u2019installation de liqu\u00e9faction de Jordan Cove de fonctionner \u00bb parce qu\u2019elle n\u2019aurait pas acc\u00e8s aux r\u00e9serves de gaz naturel et, par cons\u00e9quent, le projet Jordan Cove \u00ab n\u2019offrait aucun avantage au public en contrepartie des r\u00e9percussions associ\u00e9es \u00e0 sa construction \u00bb15<\/sup>. Les demandeurs ont d\u00e9pos\u00e9 des requ\u00eates pour nouvelle audition, citant de nouveaux engagements qui, selon eux, satisfaisaient aux crit\u00e8res exig\u00e9 dans l\u2019article 7c<\/em>) et l\u2019article 3 de la NGA<\/em>.<\/p>\n

Comme l\u2019exige l\u2019article 3, les autorisations de la FERC pour le choix du site d\u2019installations d\u2019exportation de GNL, leur construction et leur exploitation et le raccordement de pipelines inter-\u00c9tats sont fond\u00e9es sur une analyse, en application de la NEPA<\/em>, pour d\u00e9terminer si les installations propos\u00e9es auraient des r\u00e9percussions environnementales importantes et comment ces r\u00e9percussions importantes devraient \u00eatre att\u00e9nu\u00e9es. La FERC a toujours rejet\u00e9 les arguments d\u2019intervenants environnementaux selon lesquels la FERC doit analyser les r\u00e9percussions environnementales \u00e9ventuelles d\u2019une production accrue de gaz naturel r\u00e9sultant de projets d\u2019exportation de GNL, les \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre et d\u2019autres questions environnementales qui pourraient \u00eatre attribu\u00e9es \u00e0 un projet et \u00e0 ses effets sur les prix du gaz naturel des march\u00e9s int\u00e9rieurs. La pertinence de l\u2019examen environnemental par la FERC des demandes d\u2019autorisation pour le choix du site d\u2019installations d\u2019exportation de GNL, leur construction et leur exploitation fait l\u2019objet de multiples p\u00e9titions d\u2019examen en instance devant la Cour d\u2019appel des \u00c9tats-Unis pour le circuit du district de Columbia (D.C.). En 2015, la Cour a entendu les plaidoyers dans le cadre d\u2019appels d\u00e9pos\u00e9s par le Sierra Club \u00e0 l\u2019\u00e9gard des d\u00e9crets de la FERC autorisant la construction des installations de liqu\u00e9faction aux fins d\u2019exportation de Freeport au Texas, et l\u2019accroissement de la capacit\u00e9 de l\u2019installation de liqu\u00e9faction de Sabine Pass16<\/sup>. En mai 2015, la FERC a rejet\u00e9 la demande du Sierra Club pour une nouvelle audience du d\u00e9cret de la FERC autorisant la construction du terminal d\u2019exportation de GNL de Corpus Chirsti Liquefaction au Texas et d\u2019un pipeline de raccordement17<\/sup>. Le Sierra Club a d\u00e9pos\u00e9 une p\u00e9tition pour un contr\u00f4le judiciaire des autorisations de la FERC pour le projet Corpus Christi18<\/sup>.<\/p>\n

En mai 2015, la FERC a rejet\u00e9 une nouvelle audience de son d\u00e9cret autorisant l\u2019agrandissement des installations d\u2019exportation de GNL de Dominion Cove Point au Maryland. Dans ce cas, le Sierra Club et d\u2019autres intervenants environnementaux avaient demand\u00e9 \u00e0 la FERC d\u2019accorder une suspension de son autorisation en attente de l\u2019appel19<\/sup>. La FERC a rejet\u00e9 la demande de suspension. Les intervenants environnementaux ont d\u00e9pos\u00e9 une p\u00e9tition pour un contr\u00f4le judiciaire contestant les autorisations de la FERC et, de plus, ont d\u00e9pos\u00e9 devant la Cour une requ\u00eate pour la suspension de la construction du projet en attente du contr\u00f4le judiciaire. La requ\u00eate a \u00e9t\u00e9 rejet\u00e9 et la Cour a conclu que les parties n\u2019avaient \u00ab ni satisfait aux exigences rigoureuses pour une suspension en attente d\u2019une r\u00e9vision par le tribunal\u2026 ni pr\u00e9sent\u00e9 des motifs \u2018nettement convaincants\u2019 justifiant une ex\u00e9cution exp\u00e9ditive20<\/sup>.<\/p>\n

Dans Pivotal LNG<\/em>21<\/sup>, la FERC a rendu un jugement d\u00e9claratoire concluant que les installations de liqu\u00e9faction et de transport que pr\u00e9voit construire Pivotal ne seraient pas des \u00ab terminaux de GNL \u00bb et qu\u2019elle n\u2019exercerait pas de comp\u00e9tence en vertu de l\u2019article 3 de la NGA<\/em>. Pivotal a expliqu\u00e9 que le GNL qu\u2019elle pr\u00e9voyait vendre sera : (1) produit \u00e0 des installations de GNL int\u00e9rieures ou fourni par un tiers; (2) transport\u00e9 par Pivotal, un affili\u00e9 ou un tiers en commerce inter-\u00c9tats ou intra-\u00c9tats par des moyens autres qu\u2019un pipeline inter-\u00c9tats et (3) export\u00e9 ou revendu par la suite pour une toute derni\u00e8re exportation, par un tiers. Pivotal a fait valoir qu\u2019aucune de ses installations ne constituait un \u00ab terminal de GNL \u00bb aux termes de l\u2019article 2e<\/em>) de la NGA<\/em>, puisqu\u2019elles se trouvaient toutes en terres int\u00e9rieures contrairement aux pipelines transfrontaliers et aux terminaux de GNL c\u00f4tiers que la FERC a traditionnellement r\u00e9gis en vertu de l\u2019article 3. La FERC a soulign\u00e9 qu\u2019elle n\u2019avait exerc\u00e9 sa comp\u00e9tence en vertu de l\u2019article 3 que pour r\u00e9gir (1) les pipelines construits \u00e0 l\u2019endroit d\u2019entr\u00e9e pour les importations ou de sortie pour les exportations et (2) les terminaux de GNL c\u00f4tiers utilis\u00e9s pour transf\u00e9rer le GNL \u00e0 des vraquiers de GNL transoc\u00e9aniques et qui sont reli\u00e9s \u00e0 des pipelines qui acheminent le gaz vers ou depuis le terminal. La FERC a soulign\u00e9 que les installations de Pivotal se trouvaient en terres int\u00e9rieures et qu\u2019elles n\u2019avaient donc pas la capacit\u00e9 de transf\u00e9rer le GNL directement dans des transporteurs transoc\u00e9aniques22<\/sup>. La FERC a conclu qu\u2019il n\u2019y avait aucune \u00ab lacune r\u00e9glementaire \u00bb pour justifier une \u00ab \u00e9tendue de l\u2019application \u00bb de l\u2019article 3 aux installations de GNL que poss\u00e8de Pivotal et ses affili\u00e9s, notant que les installations \u00e9taient r\u00e9gies par diverses agences f\u00e9d\u00e9rales, d\u2019\u00c9tat et locales23<\/sup>. Dans un avis dissident, le commissaire de la FERC (maintenant pr\u00e9sident), Norman Bay, a fait valoir que le langage clair de l\u2019article 3 de la NGA <\/em>donne comp\u00e9tence \u00e0 la FERC relativement aux installations d\u2019\u00ab exportation \u00bb et d\u2019\u00ab importation \u00bb, que les installations de Pivotal sont des \u00ab installations d\u2019exportation \u00bb, ce qui n\u2019est pas la m\u00eame chose que les \u00ab terminaux de GNL \u00bb, et \u00ab rien dans de l\u2019article 3 ne pr\u00e9voit que la Commission ait comp\u00e9tence sous r\u00e9serve de l\u2019existence d\u2019un pipeline se rendant au point d\u2019exportation \u00bb24<\/sup>.<\/p>\n

Finalement, en 2015 les promoteurs de certains projets d\u2019exportation de GNL aux \u00c9tats-Unis ont d\u00e9cid\u00e9 d\u2019interrompre les d\u00e9marches r\u00e9glementaires concernant leurs projets, voire d\u2019y mettre fin compl\u00e8tement, compte tenu des changements dans la conjoncture du march\u00e9, y compris la chute des prix du p\u00e9trole et la concurrence de la part de l\u2019Australie et d\u2019autre sources \u00e9trang\u00e8res de GNL. Au d\u00e9but de 2015, Excelerate Liquefaction Solutions a annonc\u00e9 qu\u2019il retarderait son projet de terminal flottant d\u2019exportation de GNL \u00e0 Port Lavaca-Point Comfort, au Texas. Par la suite, Excelerate a demand\u00e9 \u00e0 la FERC de tenir ses proc\u00e9dures de demande en suspens. Finalement, en septembre 2015, Excelerate a retir\u00e9 sa demande, d\u00e9clarant qu\u2019elle avait \u00e9valu\u00e9 la valeur \u00e9conomique du projet et d\u00e9cid\u00e9 de ne pas aller de l\u2019avant25<\/sup>. En novembre 2015, les promoteurs du projet de terminal d\u2019exportation de GNL Downeast, devant \u00eatre construit \u00e0 Robbinston, dans le Maine, a demand\u00e9 \u00e0 la FERC de suspendre ses proc\u00e9dures jusqu\u2019au 29 f\u00e9vrier 2016 afin que le promoteur et ses investisseurs puissent proc\u00e9der \u00e0 une analyse \u00e9conomique de la conjoncture actuelle du march\u00e9 et des r\u00e9percussions connexes sur le projet de GNL Downeast26<\/sup>. La suspension a par la suite \u00e9t\u00e9 prolong\u00e9e jusqu\u2019au 1er<\/sup> juin 2016.<\/p>\n

II. FRACTURATION<\/h2>\n

A. D\u00e9cision de la Cour supr\u00eame de l\u2019\u00c9tat du Colorado<\/h3>\n

Le 2 mai 2016, la Cour supr\u00eame du Colorado a infirm\u00e9 des interdictions locales de fracturation hydraulique dans deux d\u00e9cisions distinctes susceptibles d\u2019avoir de profondes r\u00e9percussions sur les administrations locales souhaitant mettre en place des interdictions ou d\u00e9fendre les interdictions existantes de fracturation \u00e0 l\u2019\u00e9chelle nationale27<\/sup>.<\/p>\n

Deux villes du Colorado, Longmont et Fort Collins, avaient ant\u00e9rieurement impos\u00e9 des interdictions locales de fracturation. L\u2019interdiction permanente de fracturation de Longmont faisait mention de plusieurs pr\u00e9occupations, y compris en ce qui a trait \u00e0 la sant\u00e9 publique, \u00e0 la s\u00e9curit\u00e9, \u00e0 l\u2019environnement et aux valeurs immobili\u00e8res. En revanche, l\u2019interdiction de fracturation de Fort Collins consistait en un moratoire de cinq ans afin d\u2019allouer plus de temps \u00e0 la localit\u00e9 pour \u00e9tudier les r\u00e9percussions de la fracturation. La Cour a fait valoir que les lois de l\u2019\u00c9tat avaient pr\u00e9s\u00e9ance sur les interdictions, rendant donc ces derni\u00e8res inapplicables et invalides, et r\u00e9affirmant les d\u00e9cisions des tribunaux inf\u00e9rieurs. La Cour a maintenu que les interdictions locales n\u2019avaient pas pr\u00e9s\u00e9ance en raison de la pr\u00e9valence de la fracturation au Colorado et du r\u00e9gime de r\u00e8glementation existant des autorit\u00e9s du Colorado applicable \u00e0 ces pratiques. Bien qu\u2019elle ne puisse pas influer directement sur les cas futurs d\u2019interdiction de fracturation dans d\u2019autres secteurs de comp\u00e9tence, la d\u00e9cision du Colorado pourrait fa\u00e7onner la mani\u00e8re dont les tribunaux d\u2019autres \u00c9tats traiteront la question.<\/p>\n

L\u2019infirmation des interdictions locales de fracturation pourrait avoir r\u00e9orient\u00e9 l\u2019\u00e9nergie des opposants du Colorado \u00e0 la fracturation en faveur de mesures par scrutin de restriction de la fracturation \u2013 trois initiatives distinctes de scrutin sont en voie d\u2019amasser les 100 000 signatures requises en vue de figurer au scrutin de novembre 2016 du Colorado. L\u2019une des mesures propos\u00e9es restaurerait en fait le contr\u00f4le de la fracturation et des activit\u00e9s connexes aux autorit\u00e9s locales et une autre imposerait des limites importantes \u00e0 la capacit\u00e9 de mener des activit\u00e9s de fracturation en interdisant de telles activit\u00e9s \u00e0 moins de 2 500 de b\u00e2timents occup\u00e9s, de voies navigables et d\u2019autres espaces libres publics.<\/p>\n

B. Nouveau r\u00e8glement f\u00e9d\u00e9ral sur la fracturation<\/h3>\n

En raison de la croissance rapide des projets de fracturation aux \u00c9tats-Unis, l\u2019administration Obama a tent\u00e9 de mettre en \u0153uvre de nouvelles mesures visant \u00e0 am\u00e9liorer la surveillance r\u00e9glementaire de l\u2019industrie. En mars 2015, le D\u00e9partement de l\u2019Int\u00e9rieur (DOI) des \u00c9tats-Unis a \u00e9labor\u00e9 de nouvelles r\u00e8gles concernant la s\u00e9curit\u00e9 de forage des op\u00e9rations de fracturation28<\/sup>. Ces r\u00e8gles avaient pour but d\u2019am\u00e9liorer la capacit\u00e9 du gouvernement f\u00e9d\u00e9ral \u00e0 inspecter la s\u00e9curit\u00e9 des barri\u00e8res de b\u00e9ton utilis\u00e9es pour cuveler les puits de fracturation, ainsi qu\u2019\u00e0 exiger des entreprises qu\u2019elles divulguent au public les produits chimiques qu\u2019elles utilisent dans leurs op\u00e9rations de fracturation. Toutefois, en septembre 2015, le juge Scott Skavdahl, un juge \u00e0 la Cour de district des \u00c9tats-Unis pour le Wyoming, a prononc\u00e9 une injonction pr\u00e9liminaire visant \u00e0 emp\u00eacher le DOI d\u2019assurer l\u2019application de ces r\u00e8gles29<\/sup>. La Cour a fait mention de pr\u00e9occupations concernant la cr\u00e9ation d\u2019un \u00ab chevauchement du r\u00e9gime f\u00e9d\u00e9ral \u00bb qui irait \u00e0 l\u2019encontre des int\u00e9r\u00eats souverains de l\u2019\u00c9tat dans la r\u00e8glementation de la fracturation en l\u2019absence d\u2019un mandat conf\u00e9r\u00e9 par le Congr\u00e8s30<\/sup>. Le DOI en a depuis appel\u00e9 du jugement devant la Cour d\u2019appel du dixi\u00e8me circuit.<\/p>\n

III. R\u00c9PONSE \u00c0 LA DEMANDE<\/h2>\n

Le 25 janvier 2016, la Cour supr\u00eame des \u00c9tats-Unis a infirm\u00e9 une d\u00e9cision de la Cour d\u2019appel des \u00c9tats-Unis (mai 2014) pour le circuit du D.C., qui avait annul\u00e9 dans sa totalit\u00e9 le d\u00e9cret no<\/sup> 745 de la FERC, sa r\u00e8gle d\u00e9finitive sur la compensation en r\u00e9ponse \u00e0 la demande de vente de gros pour la restriction de la consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au cours des p\u00e9riodes de pointe de la demande et le co\u00fbt marginal de r\u00e9seau \u00e9lev\u00e9 31<\/sup>. La Cour supr\u00eame a fait valoir que la FERC avait l\u2019autorit\u00e9 en vertu de la Federal Power Act<\/em> (FPA<\/em>)32
\n<\/sup>de r\u00e9glementer les soumissions en r\u00e9ponse \u00e0 la demande dans les march\u00e9s de vente de gros, et le d\u00e9cret no<\/sup> 745 de la FERC n\u2019\u00e9tait pas arbitraire ni futile en exigeant que les fournisseurs r\u00e9pondant \u00e0 la demande acquittent le m\u00eame montant pour conserver l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 que la somme vers\u00e9e par les producteurs pour la produire( \u00ab the EPSA<\/em> decision \u00bb).<\/p>\n

Le circuit du D.C. avait annul\u00e9 le d\u00e9cret no<\/sup> 745 dans un avis hautement controvers\u00e9, pour deux motifs distincts. D\u2019abord, la Cour a soutenu que le d\u00e9cret r\u00e9glementait directement les march\u00e9s de d\u00e9tail qui ne relevaient pas de la comp\u00e9tence de la FERC, parce que la r\u00e9ponse \u00e0 la demande touche les acheteurs au d\u00e9tail et leurs d\u00e9cisions visant \u00e0 d\u00e9terminer s\u2019ils devraient acheter et consommer l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 aux tarifs de d\u00e9tail de l\u2019\u00c9tat. Deuxi\u00e8mement, le circuit du D.C. avait jug\u00e9 que, m\u00eame si la FERC avait comp\u00e9tence pour adopter le d\u00e9cret no<\/sup> 745, le d\u00e9cret \u00e9tait \u00ab arbitraire et futile \u00bb, en contravention de l\u2019Administrative Procedure Act<\/em> (APA<\/em>)33<\/sup>, en partie parce que le m\u00e9canisme de paiement requis surcompensait les ressources de r\u00e9ponse \u00e0 la demande34<\/sup>. Le d\u00e9cret no<\/sup> 745 enjoignait les organisations r\u00e9gionales de transport et les exploitants ind\u00e9pendants de r\u00e9seaux \u00e0 payer aux fournisseurs de ressources rentables de r\u00e9ponse \u00e0 la demande dans leurs march\u00e9s de vente de gros d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pour le prochain jour et en temps r\u00e9el le plein prix marginal en fonction du lieu utilis\u00e9 pour d\u00e9dommager les producteurs qui alimentent ces march\u00e9s35<\/sup>.<\/p>\n

Les partisans de la r\u00e8gle de la FERC ont fait valoir que la participation des ressources de r\u00e9ponse \u00e0 la demande dans la vente de gros des march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est une \u00ab caract\u00e9ristique int\u00e9grale \u00bb de ces march\u00e9s et que la r\u00e8glementation par la FERC de la r\u00e9ponse \u00e0 la demande est essentielle au bon fonctionnement du march\u00e9 afin de s\u2019assurer que les tarifs de gros de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sont justes et raisonnables. Les opposants ont soutenu qu\u2019elle empi\u00e9tait sur l\u2019autorit\u00e9 de l\u2019\u00c9tat sur les march\u00e9s au d\u00e9tail de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, parce que la consommation pour utilisation finale et la r\u00e9ponse \u00e0 la demande sont fondamentalement des activit\u00e9s de d\u00e9tail, et la FERC \u00e9tablissait effectivement les tarifs de d\u00e9tail. La juge Elena Kagan, qui a rendu l\u2019avis majoritaire 6 contre 2 pour la Cour supr\u00eame, a \u00e9crit que la FERC avait agi dans les limites de ses pouvoirs, \u00e9num\u00e9r\u00e9s dans la FPA<\/em>, en rendant le d\u00e9cret no<\/sup> 745, justifiant que \u00ab c\u2019est un fait de la vie \u00e9conomique que les march\u00e9s de gros et de d\u00e9tail de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, comme tout autre produit connu, ne sont pas herm\u00e9tiquement \u00e9tanches l\u2019un de l\u2019autre. Au contraire, les transactions effectu\u00e9es sur le march\u00e9 de gros ont des cons\u00e9quences naturelles au niveau de la vente de d\u00e9tail. Et il en va ainsi, par la force des choses, de la r\u00e8glementation de la FERC s\u2019appliquant \u00e0 ces questions de vente de gros \u00bb36<\/sup>. [Traduction]<\/p>\n

La proposition de la d\u00e9cision Electric Power Supply Association<\/em> (EPSA<\/em>) signifie que la FERC est dans les limites de ses pouvoirs en r\u00e9glementant les march\u00e9s de gros m\u00eame lorsqu\u2019une telle r\u00e8glementation a des cons\u00e9quences indirectes sur la conjoncture du march\u00e9 de d\u00e9tail37<\/sup>. La Cour a soutenu que parce que la FPA<\/em> d\u00e9l\u00e8gue la responsabilit\u00e9 \u00e0 la FERC de r\u00e9glementer le march\u00e9 de gros inter-\u00c9tats pour l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u2013 \u00ab tant les tarifs de gros que la panoplie de r\u00e8gles et de pratiques les touchant \u00bb – la FPA<\/em> \u00e9tablit un syst\u00e8me pour la r\u00e8glementation f\u00e9d\u00e9rale, ce qui \u00ab signifie que la FERC a l\u2019autorit\u00e9 \u2013 et, en effet, l\u2019obligation \u2013 de s\u2019assurer que les r\u00e8gles et les pratiques \u00ab touchant \u00bb les tarifs de gros sont justes et raisonnables \u00bb38<\/sup>. La Cour a fond\u00e9 sa d\u00e9cision en partie sur la r\u00e9alit\u00e9 selon laquelle l\u2019adoption de la position de l\u2019EPSA<\/em> sonnerait le glas des programmes de r\u00e9ponse \u00e0 la demande en les for\u00e7ant dans un \u00ab vide \u00bb au-del\u00e0 de la port\u00e9e r\u00e9glementaire de la FERC et des \u00c9tats. La Cour a jug\u00e9 qu\u2019un tel r\u00e9sultat contreviendrait \u00e0 la structure \u00e9tablie par la FPA<\/em>, laquelle rend les pouvoirs du f\u00e9d\u00e9ral et des \u00c9tats \u00ab compl\u00e9mentaires \u00bb et \u00ab exhaustifs \u00bb39<\/sup>.<\/p>\n

La d\u00e9cision \u00e9limine l\u2019incertitude quant \u00e0 l\u2019avenir de l\u2019industrie de r\u00e9ponse \u00e0 la demande aux \u00c9tats-Unis depuis l\u2019avis du circuit du D.C. La d\u00e9cision pourrait \u00e9galement servir de catalyseur au d\u00e9veloppement de nouvelles technologies, y compris la production d\u00e9centralis\u00e9e et le stockage d\u2019\u00e9nergie, parce que les produits et services en marche \u00ab derri\u00e8re le compteur \u00bb seront en mesure de saisir les paiements de r\u00e9ponse \u00e0 la demande dans leur flux de rentr\u00e9es.<\/p>\n

Bien que la d\u00e9cision de l\u2019EPSA<\/em> ait caract\u00e9ris\u00e9 le d\u00e9cret no<\/sup> 745 de la FERC comme un exercice de \u00ab f\u00e9d\u00e9ralisme coop\u00e9ratif \u00bb, la d\u00e9cision pourrait avoir de plus grandes r\u00e9percussions pour la pr\u00e9emption f\u00e9d\u00e9rale sur la r\u00e8glementation des \u00c9tats. Il y a plus d\u2019un demi-si\u00e8cle, la Cour supr\u00eame a d\u00e9crit la division FPA<\/em> de la comp\u00e9tence du f\u00e9d\u00e9ral et des \u00c9tats \u00e0 l\u2019\u00e9gard des transactions d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 comme une \u00ab ligne de d\u00e9marcation tr\u00e8s nette, facile \u00e0 d\u00e9terminer\u2026 \u00bb40<\/sup>. Cette ligne de d\u00e9marcation est de plus en plus \u00ab floue \u00bb alors que les cadres juridiques et r\u00e9glementaires doivent n\u00e9cessairement s\u2019adapter \u00e0 une industrie en constante \u00e9volution41<\/sup>. On pourrait en d\u00e9duire que la d\u00e9cision EPSA<\/em> soutient la comp\u00e9tence f\u00e9d\u00e9rale \u00e0 l\u2019\u00e9gard des march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ayant pr\u00e9s\u00e9ance sur la r\u00e8glementation d\u2019\u00c9tat dans d\u2019autres contextes, selon l\u2019ampleur avec laquelle les tribunaux ont interpr\u00e9t\u00e9 la d\u00e9cision voulant que la \u00ab FPA<\/em> ne laisse aucune place soit \u00e0 une r\u00e8glementation directe par l\u2019\u00c9tat des prix de vente gros inter-\u00c9tats, soit \u00e0 une r\u00e8glementation qui produirait indirectement le m\u00eame r\u00e9sultat \u00bb42<\/sup>.<\/p>\n

IV. SUBVENTION PAR L\u2019\u00c9TAT DE LA PRODUCTION D\u2019\u00c9LECTRICIT\u00c9<\/h2>\n

A. Hughes c Talen<\/em><\/h3>\n

Dans une autre affaire de la Cour supr\u00eame des \u00c9tats-Unis concernant la comp\u00e9tence f\u00e9d\u00e9rale sur les march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, la Cour a rendu un jugement unanime en faveur de la comp\u00e9tence f\u00e9d\u00e9rale43<\/sup>. L\u2019\u00c9tat du Maryland avait mis en \u0153uvre un programme d\u2019incitation qui subventionnait la participation d\u2019une nouvelle centrale \u00e9lectrique dans le march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie de gros administr\u00e9 par PJM Interconnection (PJM). Il avait \u00e9t\u00e9 jug\u00e9 que la FPA<\/em> avait pr\u00e9s\u00e9ance sur cette subvention parce que celle-ci \u00e9tait en conflit avec l\u2019exercice de l\u2019autorit\u00e9 de la FERC sur le secteur des march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de gros et que le programme de l\u2019\u00c9tat avait pour effet de fausser un tarif de vente de gros inter-\u00c9tats requis par la FERC.<\/p>\n

La d\u00e9cision Hughes <\/em>limite la mesure dans laquelle les actions de l\u2019\u00c9tat dans le march\u00e9 du d\u00e9tail peuvent empi\u00e9ter sur les march\u00e9s de gros de comp\u00e9tence f\u00e9d\u00e9rale et modifier les tarifs de gros \u00e9tablis par les m\u00e9canismes approuv\u00e9s par la FERC. Ce qu\u2019il faut retenir est que le \u00ab programme du Maryland usurpe l\u2019autorit\u00e9 r\u00e9glementaire de la FERC \u00bb en empi\u00e9tant injustement sur la \u00ab comp\u00e9tence exclusive de la FERC en mati\u00e8re de tarifs[\u2026] per\u00e7us[\u2026] pour les ventes de gros inter-\u00c9tats ou en rapport avec celles-ci \u00bb44<\/sup>. La Cour a pris bien soin d\u2019adapter \u00e9troitement son jugement dans Hughes<\/em> : \u00ab Ni le Maryland ni les autres \u00c9tats ne sont gard\u00e9s d\u2019encourager la production d\u2019\u00e9nergies nouvelles ou propres au moyen de mesures qui ne rattachent pas le paiement de fonds \u00e0 la capacit\u00e9 de satisfaire l\u2019ench\u00e8re \u00bb45<\/sup>. Un bon nombre de joueurs dans le march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie s\u2019inqui\u00e9taient du fait qu\u2019un jugement expansif de la cour puisse avoir une incidence d\u00e9favorable sur de nombreux programmes d\u2019\u00c9tats visant \u00e0 promouvoir l\u2019\u00e9nergie propre. La juge Sotomayor a r\u00e9dig\u00e9 un avis concordant qui r\u00e9it\u00e9rait la nature limit\u00e9e du jugement de la Cour et soulignait que la FPA<\/em> favorisait une relation f\u00e9d\u00e9ral-\u00c9tat de coop\u00e9ration, mais que le programme du Maryland empi\u00e9tait sur cette relation46<\/sup>.<\/p>\n

B. AAE de l\u2019Ohio<\/h3>\n

Dans une paire de d\u00e9crets rendus le 27 avril 2016, la FERC a bloqu\u00e9 deux accords d\u2019achat d\u2019\u00e9nergie (AAE) approuv\u00e9s par l\u2019organisme de r\u00e8glementation de l\u2019Ohio pour subventionner une centrale au charbon et une centrale nucl\u00e9aire appartenant \u00e0 FirstEnergy et \u00e0 AEP Ohio aux motifs qu\u2019elles ne respectaient pas les politiques de la FERC sur les transactions par des entit\u00e9s affili\u00e9es47<\/sup>. Les AAE visaient \u00e0 garantir un revenu pour des centrales de production vieillissantes, sous le pr\u00e9texte d\u2019assurer la fiabilit\u00e9 du r\u00e9seau. Les opposants aux AAE de services publics avaient fait valoir \u00e0 la Commission des services publics de l\u2019Ohio que les propositions n\u2019avaient pas pr\u00e9s\u00e9ance sur la FPA <\/em>parce qu\u2019elles interf\u00e9raient avec la comp\u00e9tence exclusive de la FERC en ce qui concerne les march\u00e9s et les tarifs de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de gros, tout comme les subventions en cause dans Hughes c<\/em> Talen.<\/em> On estime que les d\u00e9crets de la FERC permettent d\u2019\u00e9viter une autre dispute territoriale \u00e9tendue sur les comp\u00e9tences des \u00c9tats et du f\u00e9d\u00e9ral concernant la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n

V. Dodd-Frank et progr\u00e8s de la CFTC<\/h2>\n

De nombreux progr\u00e8s ont touch\u00e9 les entreprises de l\u2019\u00e9nergie en ce qui concerne la r\u00e8glementation des produits d\u00e9riv\u00e9s en vertu de la Dodd-Frank Street Reform and Consumer Protection Act<\/em> (Dodd-Frank<\/em>)48<\/sup>.<\/p>\n

Le 16 mars 2016, la Commodity Futures Trading Commission (CFTC) a approuv\u00e9 une r\u00e8gle d\u00e9finitive qui \u00e9limine les exigences de reddition de comptes et de tenue de dossiers dans les r\u00e8glements actuels de la CFTC pour les contreparties d\u2019options commerciales qui ne sont pas des op\u00e9rateurs sur contrats d\u2019\u00e9change ni des participants importants \u00e0 des contrats d\u2019\u00e9change (non OCE\/PICE), y compris les utilisateurs finaux commerciaux comme les soci\u00e9t\u00e9s d\u2019\u00e9nergie qui \u00e9changent des options commerciales en rapport avec leurs entreprises49<\/sup>. Fait important, cette r\u00e8gle d\u00e9finitive \u00e9limine l\u2019exigence voulant que ces contreparties d\u00e9posent annuellement un formulaire d\u2019option commerciale, appel\u00e9 Form TO, en rapport avec leurs options commerciales et n\u2019exige pas d\u2019elles, comme il avait \u00e9t\u00e9 propos\u00e9, qu\u2019elles avisent la division de la surveillance du march\u00e9 de la CFTC lorsqu\u2019elles concluent des contrats d\u2019option commerciale qui ont, ou qui sont susceptibles d\u2019avoir, une valeur th\u00e9orique globale de plus de 1 milliard de dollars au cours de toute ann\u00e9e civile.<\/p>\n

Parall\u00e8lement, la CFTC a publi\u00e9 l\u2019an dernier une interpr\u00e9tation d\u00e9finitive clarifiant son interpr\u00e9tation des contrats \u00e0 terme avec une optionalit\u00e9 volum\u00e9trique int\u00e9gr\u00e9e (l\u2019Interpr\u00e9tation d\u00e9finitive)50<\/sup>. L\u2019Interpr\u00e9tation d\u00e9finitive semble signaler qu\u2019\u00e0 l\u2019avenir la CFTC adoptera une approche plus souple quant \u00e0 savoir quelles transactions constituent des \u00ab contrats \u00e0 terme \u00bb qui ne sont pas assujettis \u00e0 la r\u00e8glementation en tant qu\u2019\u00e9changes. Cette approche devrait \u00eatre utile pour plusieurs parties commerciales qui concluent des march\u00e9s offrant l\u2019optionalit\u00e9 volum\u00e9trique, laquelle permet de recevoir ou de livrer des marchandises en quantit\u00e9s sup\u00e9rieures ou inf\u00e9rieures \u00e0 ce que pr\u00e9voyait initialement le contrat, ce qui comprend de nombreux types de march\u00e9s d\u2019approvisionnement en \u00e9nergie. En vertu de l\u2019Interpr\u00e9tation d\u00e9finitive, tant que l\u2019optionalit\u00e9 volum\u00e9trique int\u00e9gr\u00e9e a pour but principal, au moment de la conclusion du contrat par les parties, de traiter des facteurs concrets ou des exigences r\u00e9glementaires qui ont une incidence raisonnable sur la demande, ou l\u2019offre, de la marchandise non financi\u00e8re, et que le contrat remplie autrement les conditions d\u2019un terme en vertu de l\u2019Interpr\u00e9tation d\u00e9finitive, il sera consid\u00e9r\u00e9 comme un contrat \u00e0 terme exempt de la r\u00e8glementation relative aux \u00e9changes.<\/p>\n

La CFTC (avec les Prudential Banking Regulators, un regroupement d\u2019organismes de r\u00e8glementation bancaire) a pris des mesures en vue d\u2019exempter des r\u00e8gles d\u2019\u00e9changes de marge sans compensation les \u00e9changes entre des op\u00e9rateurs sur contrats d\u2019\u00e9change et des utilisateurs finaux commerciaux, y compris des soci\u00e9t\u00e9s d\u2019\u00e9nergie, qui sont admissibles \u00e0 l\u2019exemption de la compensation obligatoire, en conformit\u00e9 avec la Business Risk Mitigation and Price Stabilization Act<\/em> of 2015<\/em>. Au titre d\u2019une r\u00e8gle d\u00e9finitive int\u00e9rimaire publi\u00e9e par les agences, tant que la contrepartie est admissible \u00e0 l\u2019exemption de la compensation obligatoire en vertu de l\u2019article 2h<\/em>)(7)(A) de la Commodity Exchange Act<\/em> (CEA<\/em>)51<\/sup>, les \u00e9changes sans compensation avec cette contrepartie ne sont pas assujettis aux r\u00e8gles d\u2019\u00e9changes de marge sans compensation52<\/sup>.<\/p>\n

Une autre source de pr\u00e9occupation pour bon nombre d\u2019entreprises concerne les r\u00e8gles propos\u00e9es par la CFTC sur les limites de position, lesquelles ont \u00e9t\u00e9 propos\u00e9es de nouveau en novembre 2013. Si elles sont adopt\u00e9es, celles-ci imposeraient des limites de position pour quatre contrats de r\u00e9f\u00e9rence en mati\u00e8re d\u2019\u00e9nergie, y compris les contrats standardis\u00e9s, d\u2019options et d\u2019\u00e9changes \u00e9conomiquement \u00e9quivalents. L\u2019automne dernier, la CFTC a publi\u00e9, afin d\u2019obtenir des commentaires du public, un suppl\u00e9ment (la proposition d\u2019agr\u00e9gation intitul\u00e9e Supplemental Aggregation Proposal) \u00e0 ses r\u00e8gles d\u2019agr\u00e9gation propos\u00e9es relatives aux limites de position pour les entit\u00e9s connexes qui avaient \u00e9t\u00e9 publi\u00e9es en novembre 201353<\/sup>. La Supplemental Aggregation Proposal, si elle est adopt\u00e9e, rendrait dans bien des cas l\u2019obtention d\u2019une exemption de l\u2019agr\u00e9gation de la position de leurs produits d\u00e9riv\u00e9s plus facile pour les entit\u00e9s \u00e9troitement affili\u00e9es, ce qui serait autrement exig\u00e9 par les r\u00e8gles et, par cons\u00e9quent, permettrait aux entit\u00e9s affili\u00e9es de s\u2019engager dans d\u2019autant plus d\u2019activit\u00e9s commerciales. En vertu de la Supplemental Aggregation Proposal, le principal changement dans les r\u00e8gles propos\u00e9es en 2013 est qu\u2019un joueur dans le march\u00e9 qui poss\u00e8de plus de 50% d\u2019une autre entit\u00e9 aurait droit \u00e0 une exemption de l\u2019agr\u00e9gation relativement aux positions de l\u2019entit\u00e9 d\u00e9tenue en pr\u00e9sentant un avis qui comprend des certifications concernant son ind\u00e9pendance commerciale de la CFTC en suivant le m\u00eame processus que les joueurs dans le march\u00e9 ayant un titre de participation de 10% \u00e0 50%. Par comparaison, en vertu des r\u00e8gles d\u2019agr\u00e9gation propos\u00e9es en 2013, pour obtenir une exemption pour les entit\u00e9s \u00e0 participation majoritaire, les joueurs dans le march\u00e9 auraient \u00e9t\u00e9 tenus d\u2019obtenir l\u2019approbation affirmative de la CFTC et de fournir certaines certifications suppl\u00e9mentaires.<\/p>\n

VI. Application et conformit\u00e9 de la FERC et de la cftc<\/h2>\n

Le Bureau de l\u2019application de la FERC a continu\u00e9 en 2015 de concentrer ses efforts dans quatre principaux domaines : (1) la fraude et la manipulation du march\u00e9; (2) les violations graves des normes de fiabilit\u00e9 obligatoires; (3) les conduites anticoncurrentielles et (4) les conduites qui menacent la transparence des march\u00e9s r\u00e9glement\u00e9s54<\/sup>. Au cours de l\u2019EF 2015, l\u2019Application a continu\u00e9 de se saisir d\u2019affaires sous l\u2019autorit\u00e9 de la FERC en vue d\u2019imposer des sanctions civiles allant jusqu\u2019\u00e0 1 million de dollars par jour pour la manipulation du march\u00e9 et la fraude55<\/sup>. La FERC a ouvert 19 nouvelles enqu\u00eates et obtenu des sanctions p\u00e9cuniaires et la restitution de profits injustes totalisant environ 27 millions de dollars. Avec le litige en suspens dans les tribunaux du district f\u00e9d\u00e9ral des \u00c9tats-Unis et devant la Commission, l\u2019Application tente de recouvrer plus de 544 millions de dollars en sanctions civiles et de restituer plus de 42 millions de dollars en pr\u00e9sum\u00e9s profits injustes.<\/p>\n

La CFTC a \u00e9galement continu\u00e9 d\u2019exercer de fa\u00e7on agressive son autorit\u00e9 au cours de l\u2019EF 2015, lan\u00e7ant plus de 220 enqu\u00eates et mettant en \u0153uvre 69 mesures d\u2019application, ce qui a donn\u00e9 lieu \u00e0 plus de 3 milliards de dollars en sanctions p\u00e9cuniaires. Une importante partie des mesures d\u2019application de la CFTC continuent de viser le secteur de l\u2019\u00e9nergie, et la CFTC a interdit des pratiques commerciales pr\u00e9judiciables dans les \u00e9changes de marchandises relevant de sa comp\u00e9tence. Des cas connus de la FERC et de la CFTC sont bri\u00e8vement d\u00e9crits ci-dessous.<\/p>\n

A. Berkshire Power Co. (FERC)<\/h3>\n

Le 30 mars 2016, la FERC a approuv\u00e9 une entente de r\u00e8glement pour plus de 3 millions de dollars en sanctions civiles et en restitution de Berkshire Power Co. et ses entreprises de gestion, Power Plant Management Services LLC, apr\u00e8s que l\u2019entreprise ait admis avoir intentionnellement repr\u00e9sent\u00e9 faussement la disponibilit\u00e9 d\u2019une installation de production d\u2019\u00e9nergie au gaz du Massachusetts56<\/sup>. La FERC a fait valoir que les entreprises avaient enfreint la r\u00e8gle anti-manipulation de la Commission57<\/sup>, les Market Behavior Rules58<\/sup> (r\u00e8gles de conduite relatives au march\u00e9), le tarif ISO-New England (ISO-NE) et certaines normes de fiabilit\u00e9 approuv\u00e9es par la Commission en dissimulant l\u2019entretien de la centrale. L\u2019entreprise a \u00e9galement plaid\u00e9 coupable \u00e0 des violations graves de la Clean Air Act59<\/sup><\/em> (CAA<\/em>) pour avoir trafiqu\u00e9 du mat\u00e9riel de surveillance des \u00e9missions \u00e0 la centrale. Il s\u2019agit d\u2019un exemple notable de la coop\u00e9ration croissante entre l\u2019Application de la FERC et les procureurs des \u00c9tats-Unis au d\u00e9partement de la Justice.<\/p>\n

B. Maxim Power Corporation (FERC)<\/h3>\n

Le 1er<\/sup> mai 2015, la FERC a rendu un d\u00e9cret imposant des sanctions civiles \u00e0 Maxim Power Corporation, \u00e0 plusieurs de ses affili\u00e9s et \u00e0 un employ\u00e9 all\u00e9guant qu\u2019ils avaient enfreint la r\u00e8gle anti-manipulation de la Commission au moyen d\u2019un stratag\u00e8me visant \u00e0 percevoir environ 3 millions de dollars en paiements surfactur\u00e9s d\u2019ISO-NE pour des activit\u00e9s de fiabilit\u00e9 en facturant le tarif ISO pour du p\u00e9trole co\u00fbteux alors qu\u2019ils utilisaient du gaz naturel beaucoup moins co\u00fbteux60<\/sup>. La FERC a \u00e9galement d\u00e9termin\u00e9 que Maxim avait enfreint sa r\u00e8glementation sur les fausses d\u00e9clarations en repr\u00e9sentant faussement ou en omettant du mat\u00e9riel dans ses communications avec ISO-NE Market Monitor61<\/sup>. La FERC a impos\u00e9 des sanctions civiles de 5 millions de dollars \u00e0 Maxim et de 50 000 $ \u00e0 un employ\u00e9, un commissaire ayant exprim\u00e9 sa dissension \u00e0 l\u2019\u00e9gard du d\u00e9cret de la Commission.<\/p>\n

Le 1er<\/sup> juillet 2015, le personnel de l\u2019Application a d\u00e9pos\u00e9 une p\u00e9tition devant la Cour de district des \u00c9tats-Unis pour le district du Massachusetts pour l\u2019ex\u00e9cution du d\u00e9cret de la Commission, et les intim\u00e9s ont pr\u00e9sent\u00e9 une requ\u00eate pour le rejet de la p\u00e9tition le 4 septembre 201562<\/sup>. La requ\u00eate est en instance devant la Cour.<\/p>\n

C. BP America Inc. et al.<\/em> (FERC)<\/h3>\n

Le 13 ao\u00fbt 2015, un magistrat du droit administratif \u00e0 la FERC a rendu une d\u00e9cision initiale, concluant que BP America Inc., BP Corporation North America Inc., BP America Production Company et BP Energy Company (collectivement BP) avait ill\u00e9galement manipul\u00e9 un certain march\u00e9 de gaz naturel \u00e0 Houston de septembre \u00e0 novembre 2008. Le personnel de l\u2019Application a all\u00e9gu\u00e9 une manipulation en citant, entre autres choses, une activit\u00e9 de march\u00e9 nettement modifi\u00e9e par BP \u00e0 diff\u00e9rents points au Texas suivant l\u2019ouragan Ike, et un appel t\u00e9l\u00e9phonique enregistr\u00e9 d\u00e9montrant qu\u2019un n\u00e9gociant subalterne s\u2019\u00e9tait rendu compte que les activit\u00e9s de BP constituaient de la manipulation et en avait fait part \u00e0 son superviseur.<\/p>\n

La d\u00e9cision initiale imposait des sanctions totalisant 28 millions de dollars et 800 000 $ en restitution de profits injustes, ce qui \u00e9quivaut au montant avanc\u00e9 dans l\u2019ordonnance rendue par la Commission le 5 ao\u00fbt 201363<\/sup>. Les audiences se sont prolong\u00e9es sur deux semaines et \u00e9taient les premi\u00e8res audiences pour la pr\u00e9sentation de preuves depuis plusieurs ann\u00e9es concernant une all\u00e9gation de manipulation du march\u00e9. La communication pr\u00e9alable de la preuve comprenait 23 t\u00e9moignages, y compris de diff\u00e9rents experts pour l\u2019Application et BP, et le dossier de l\u2019audience comptait 325 pi\u00e8ces et 2 657 pages de transcription. La d\u00e9cision initiale et les expos\u00e9s des faits post-audience des parties sont en instance devant la Commission.<\/p>\n

D. Lincoln Paper and Tissue LLC et al. <\/em>(FERC)<\/h3>\n

Le 29 ao\u00fbt 2013, la FERC a rendu des d\u00e9crets64<\/sup> imposant des sanctions civiles de 5 millions de dollars, de 7,5 millions de dollars et de 1,25 million de dollars \u00e0 Lincoln Paper and Tissue LLC (Lincoln), Competitive Energy Services LLC (CES) et Richard Silman (Silkman), associ\u00e9 directeur de CES, respectivement, all\u00e9guant que ces parties avaient manipul\u00e9 les march\u00e9s de r\u00e9ponse \u00e0 la demande d\u2019ISO-NE65<\/sup>. Les d\u00e9crets comprenaient \u00e9galement la restitution de profits injustes d\u2019environ 380 000 $ de la part de Lincoln et de 170 000 $ de CES.<\/p>\n

Le 2 d\u00e9cembre 2013, la FERC a d\u00e9pos\u00e9 des p\u00e9titions devant la Cour de district des \u00c9tats-Unis pour le district du Massachusetts demandant des ordonnances pour affirmer l\u2019imposition de sanctions contre Lincoln, CES et Silkman66<\/sup>. Le 19 d\u00e9cembre 2013 et le 14 f\u00e9vrier 2014, les parties ont propos\u00e9 de rejeter la plainte de la FERC, faisant valoir : (1) que l\u2019all\u00e9gation de la FERC pour des sanctions civiles \u00e9tait proscrite par une loi de prescription de cinq ans; (2) que la conduite de Lincoln ne relevait pas de la comp\u00e9tence de la FERC parce les \u00c9tats ont le contr\u00f4le exclusif de la r\u00e8glementation de la r\u00e9ponse \u00e0 la demande; (3) que la FERC a omis de fournir un avis de la conduite qu\u2019elle consid\u00e8re maintenant inappropri\u00e9e et (4) que la plainte de la FERC n\u2019expose pas les motifs de sa demande avec pr\u00e9cision67<\/sup>.<\/p>\n

La d\u00e9cision de la Cour supr\u00eame dans EPSA,<\/em> abord\u00e9e plus haut, confirmant l\u2019autorit\u00e9 de la FERC en mati\u00e8re de compensation de la r\u00e9ponse \u00e0 la demande dans les march\u00e9s organis\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de gros \u00e9liminait l\u2019incertitude quant \u00e0 savoir si les tribunaux feraient abstraction du litige d\u2019application en mati\u00e8re de r\u00e9ponse \u00e0 la demande en raison d\u2019un d\u00e9faut de comp\u00e9tence. Le 11 avril 2016, la Cour a rejet\u00e9 les requ\u00eates en irrecevabilit\u00e9 et transf\u00e9r\u00e9 le litige en mati\u00e8re de r\u00e9ponse \u00e0 la demande \u00e0 la Cour de district f\u00e9d\u00e9rale pour le district du Maine68<\/sup>.<\/p>\n

E. Barclay\u2019s Bank PLC (FERC)<\/h3>\n

Le 16 juillet 2013, la FERC a impos\u00e9 des sanctions civiles totalisant 435 millions de dollars et une restitution de 34,9 millions de dollars \u00e0 Barclays Bank PLC (Barclays), en plus d\u2019imposer des sanctions civiles totalisant 18 millions de dollars \u00e0 certains n\u00e9gociants soup\u00e7onn\u00e9s d\u2019avoir manipul\u00e9 les march\u00e9s de l\u2019\u00e9nergie en Californie et dans les environs entre 2006 et 200869<\/sup>. La sanction impos\u00e9e \u00e0 Barclays est la plus importante de son genre dans l\u2019histoire de l\u2019agence. Barclays et les n\u00e9gociants individuels ont ni\u00e9 les all\u00e9gations de la FERC et d\u00e9cid\u00e9 de contester les sanctions devant la Cour f\u00e9d\u00e9rale.<\/p>\n

Le 9 octobre 2013, la FERC a d\u00e9pos\u00e9 une p\u00e9tition devant la Cour de district des \u00c9tats-Unis pour le district Est de la Californie en vue de rendre un d\u00e9cret confirmant l\u2019imposition de sanctions \u00e0 Barclays et aux n\u00e9gociants individuels. Barclays et les n\u00e9gociants individuels ont r\u00e9pondu le 16 d\u00e9cembre 2013 en pr\u00e9sentant une requ\u00eate visant \u00e0 rejeter la p\u00e9tition de la FERC70<\/sup>. Le 20 mai 2015, la Cour a rejet\u00e9 la requ\u00eate en irrecevabilit\u00e971<\/sup>. La question est toujours en instance devant la Cour, qui n\u2019a pas encore d\u00e9termin\u00e9 si les d\u00e9fendeurs ont un plein droit d\u2019interrogatoire pr\u00e9alable en vertu du contr\u00f4le de novo<\/em> prescrit par la FPA<\/em>. L\u2019appel des d\u00e9fendeurs \u00e0 l\u2019\u00e9gard de deux d\u00e9crets pr\u00e9liminaires de la Cour de district devant la Cour d\u2019appel des \u00c9tats-Unis pour le neuvi\u00e8me circuit a \u00e9t\u00e9 rejet\u00e9 comme \u00e9tant pr\u00e9matur\u00e972<\/sup>.<\/p>\n

F. Enqu\u00eates, r\u00e8glements et proc\u00e9dures concernant les transactions jusqu\u2019\u00e0 congestion (FERC)<\/h3>\n

La FERC a poursuivi ses all\u00e9gations de \u00ab jeu\u00bb des r\u00e8gles du march\u00e9 dans le march\u00e9 PJM au titre de la r\u00e8gle anti-manipulation en rapport \u00e0 ce qui est connu sous le nom de \u00ab transaction jusqu\u2019\u00e0 congestion \u00bb (TJAC). La FERC d\u00e9finit les TJAC comme \u00ab un produit qui permet aux n\u00e9gociants de tirer un profit si l\u2019\u00e9cart dans le prix de congestion entre deux points de jonction change favorablement entre le march\u00e9 du prochain jour (MPJ) et le march\u00e9 en temps r\u00e9el (MTR) \u00bb73<\/sup>. Pour \u00eatre profitable, l\u2019\u00e9cart qui se cr\u00e9e doit d\u00e9passer les co\u00fbts de l\u2019\u00e9change. Des enqu\u00eates et litiges connus sont abord\u00e9s ci-dessous.<\/p>\n

1. Powhatan Energy Fund, LLC<\/h4>\n

Le 29 mai 2015, la Commission a rendu un d\u00e9cret imposant des sanctions civiles, dans lequel il a impos\u00e9 des p\u00e9nalit\u00e9s \u00e0 Powhatan Energy Fund, LLC (16,8 millions de dollars), HEEP Fund Inc. (1,92 million de dollars), CU Fund Inc. (10,08 millions de dollars) et le n\u00e9gociant principal des entreprises Houlian \u00ab Alan \u00bb Chen (1 million de dollars) (collectivement les \u00ab Intim\u00e9s Powhatan \u00bb) et a ordonn\u00e9 aux entit\u00e9s constitu\u00e9es de restituer les fonds pr\u00e9sum\u00e9s injustes. Le d\u00e9cret suivait l\u2019ordonnance de justifier et l\u2019avis de proposition de sanction rendus par la FERC le 17 d\u00e9cembre 2014 all\u00e9guant que les Intim\u00e9s Powhatan avaient pris part \u00e0 des TJAC manipulatoires \u00ab en pla\u00e7ant celles-ci dans des directions oppos\u00e9es sur les m\u00eames voies, dans les m\u00eames volumes et au cours des m\u00eames heures dans le but de cr\u00e9er l\u2019illusion de TJAC de bonne foi et ainsi de r\u00e9colter de grandes quantit\u00e9s de r\u00e9partitions d\u2019exc\u00e9dents de pertes marginales (REPM) que PJM avait distribu\u00e9 \u00e0 ce moment \u00e0 des TJAC avec transport pay\u00e9 \u00bb et proposant des sanctions civiles aux m\u00eames montants74<\/sup>.<\/p>\n

En 2014, apr\u00e8s que la FERC ait \u00e9mis un avis de violations all\u00e9gu\u00e9es contre les Intim\u00e9s Powhatan concernant de pr\u00e9sum\u00e9es violations de la r\u00e8gle anti-manipulation pour des TJAC75<\/sup>, Powhatan a pris des mesures sans pr\u00e9c\u00e9dent en mettant sur pied un site Web en vue de r\u00e9pondre publiquement aux all\u00e9gations en question76<\/sup>. Le site Web contenait un r\u00e9sum\u00e9 des communications entre la FERC et les repr\u00e9sentants juridiques de Powhatan, des expos\u00e9s de principe et des vid\u00e9os d\u2019experts, de m\u00eame que d\u2019autre mat\u00e9riel li\u00e9 \u00e0 la d\u00e9fense de Powhatan. Le site Web soutenait que l\u2019enqu\u00eate de la FERC nuisait au cours normal de la loi parce qu\u2019il n\u2019y avait pas de r\u00e8gles pr\u00e9existantes de la FERC stipulant que les transactions \u00e9taient ill\u00e9gales. Powhatan a aussi soutenu avoir conclu la transaction en question de fa\u00e7on ouverte et transparente sans dissimulation ni fausse repr\u00e9sentation, et que des activit\u00e9s visant \u00e0 tirer avantage des lacunes du march\u00e9 ne constituaient pas de la manipulation77<\/sup>.<\/p>\n

Le 31 juillet 2015, le personnel de l\u2019Application a d\u00e9pos\u00e9 une p\u00e9tition devant la Cour de district des \u00c9tats-Unis pour le district Est de la Virginie pour l\u2019application du d\u00e9cret de la Commission78<\/sup>. Le 19 octobre 2015, les intim\u00e9s ont d\u00e9pos\u00e9 une requ\u00eate pour le rejet de la p\u00e9tition, et cette requ\u00eate a \u00e9t\u00e9 rejet\u00e9e le 8 janvier 2016. Les Intim\u00e9s Powhatan ont \u00e9galement d\u00e9pos\u00e9 une requ\u00eate en autorisation pour pr\u00e9senter du mat\u00e9riel suppl\u00e9mentaire au-del\u00e0 de ce qui avait \u00e9t\u00e9 inclus dans le dossier d\u2019enqu\u00eate de la FERC, et la cour n\u2019a toujours pas rendu de jugement relativement \u00e0 cette requ\u00eate ni d\u00e9termin\u00e9 la port\u00e9e du contr\u00f4le de novo<\/em> exig\u00e9 par la FPA<\/em>.<\/p>\n

2. City Power Marketing, LLC<\/h4>\n

Le 2 juillet 2015, la Commission a rendu un d\u00e9cret imposant des sanctions civiles \u00e0 City Power Marketing, LLC (City Power) et son propri\u00e9taire, K. Stephen Tsingas79<\/sup>. La Commission a jug\u00e9 que City Power et Tsingas avaient enfreint la r\u00e8gle anti-manipulation de la Commission en s\u2019engageant dans des TJAC frauduleuses sur le march\u00e9 PJM au cours de l\u2019\u00e9t\u00e9 2010. Dans sa conclusion, la Commission a d\u00e9termin\u00e9 que City Power et Tsingas s\u2019\u00e9taient engag\u00e9s dans trois types de transactions en vue de percevoir injustement des paiements de REPM destin\u00e9s \u00e0 des TJAC de bonne foi : (1) transactions \u00ab aller-retour \u00bb qui constituaient des transactions fictives, (2) transactions entre les points d\u2019exportation et d\u2019importation (IMPSUD et EXPSUD) aux m\u00eames prix, et (3) transactions entre deux autres points (qui pr\u00e9sentaient des \u00e9carts de prix minimaux), non pas pour tirer profit du changement dans les \u00e9carts mais plut\u00f4t dans le but de percevoir des paiements de REPM. Une partie du raisonnement de la Commission \u00e9tait que les transactions de City Power \u00e9taient intrins\u00e8quement frauduleuses parce qu\u2019elles avaient \u00e9t\u00e9 planifi\u00e9es de fa\u00e7on \u00e0 s\u2019annuler les unes les autres et qu\u2019elles comportaient peu ou pas de risques \u00e9conomiques.<\/p>\n

La Commission a \u00e9galement jug\u00e9 que City Power avait enfreint l\u2019article 35.4b<\/em>) du r\u00e8glement de la Commission en faisant des d\u00e9clarations fausses ou trompeuses et en omettant du mat\u00e9riel dans ses communications avec le personnel de l\u2019Application afin de dissimuler l\u2019existence de messages instantan\u00e9s pertinents. La Commission a impos\u00e9 des sanctions civiles de 14 millions de dollars \u00e0 City Power et de 1 million de dollars \u00e0 Tsingas, et a ordonn\u00e9 une restitution de 1 278 358 $ en profits injustes, plus les int\u00e9r\u00eats.<\/p>\n

Le 1er<\/sup> septembre 2015, le personnel de l\u2019Application a d\u00e9pos\u00e9 une p\u00e9tition devant la Cour de district des \u00c9tats-Unis pour le district de Columbia en vue de l\u2019ex\u00e9cution du d\u00e9cret de la Commission80<\/sup>. Le 2 novembre 2015, les intim\u00e9s ont pr\u00e9sent\u00e9 une requ\u00eate pour le rejet de la p\u00e9tition et cette requ\u00eate demeure en instance. Comme dans l\u2019autre litige en instance f\u00e9d\u00e9rale, les intim\u00e9s ont contest\u00e9 les proc\u00e9dures d\u2019application de la FERC et ont fourni un bref expos\u00e9 de la question de savoir quelles devraient \u00eatre la port\u00e9e et la nature du contr\u00f4le de novo<\/em>.<\/p>\n

B. R\u00e8glements des cas de violation des normes de fiabilit\u00e9 (FERC)<\/h3>\n

La FERC continue de superviser et d\u2019assurer la conformit\u00e9 aux normes de fiabilit\u00e9 en collaboration avec la North American Electric Reliability Corporation (NERC), les organismes d\u2019autor\u00e8glementation de l\u2019industrie et les entit\u00e9s r\u00e9gionales de la NERC en mati\u00e8re de fiabilit\u00e9. L\u2019application de la fiabilit\u00e9 est d\u2019un int\u00e9r\u00eat particulier parce que les normes de fiabilit\u00e9 sont obligatoires et ex\u00e9cutoires dans les provinces de l\u2019Ontario, du Nouveau-Brunswick, de l\u2019Alberta, de la Colombie-Britannique, du Manitoba et de la Nouvelle-\u00c9cosse, et sont en voie d\u2019\u00eatre adopt\u00e9es au Qu\u00e9bec81<\/sup>.<\/p>\n

En 2015, la FERC a conclu d\u2019importants r\u00e8glements avec quatre entit\u00e9s relativement \u00e0 une panne d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 d\u2019envergure survenue le 8 septembre 2011 et ayant caus\u00e9 une perte de charge ferme de plus de 30 000 MWh dans la r\u00e9gion de San Diego, ainsi que dans des parties de l\u2019Arizona et du Mexique. Pour leurs infractions importantes r\u00e9sultant de proc\u00e9dures op\u00e9rationnelles inad\u00e9quates et du d\u00e9faut d\u2019avoir pris les mesures d\u2019urgence n\u00e9cessaires pour limiter les pannes en cascade au cours de cet incident, le California Independent System Operator (CAISO), la Southern California Edison Company (SEC), Western Area Power Authority-Desert Southwest Region et le Western Electricity Coordinating Council ont pay\u00e9 des sanctions civiles totalisant plus de 22 millions de dollars et accept\u00e9 d\u2019\u00eatre assujettis \u00e0 de nombreuses activit\u00e9s d\u2019att\u00e9nuation ainsi qu\u2019\u00e0 une surveillance de la conformit\u00e982<\/sup>.<\/p>\n

C. Panther Energy \/ Coscia Spoofing (CFTC)<\/h3>\n

La CFTC a d\u00e9pos\u00e9 des accusations contre la firme de commerce de produits de base Panther Energy Trading LLC, et son n\u00e9gociant Michael J. Coscia en 2013 et r\u00e9gl\u00e9 la cause, percevant une sanction civile de 2,8 millions et ordonnant une restitution totalisant 1,4 million de dollars. Les entit\u00e9s s\u2019\u00e9taient engag\u00e9es dans la pratique de commerce nuisible de la \u00ab mystification \u00bb en utilisant un algorithme informatique pour introduire ill\u00e9galement et annuler rapidement des demandes et des offres pour des contrats \u00e0 terme n\u00e9goci\u00e9s en bourse, y compris pour du p\u00e9trole brut et du gaz naturel, afin de donner l\u2019impression qu\u2019il y avait un int\u00e9r\u00eat d\u2019achat consid\u00e9rable sur les march\u00e9s83<\/sup>. Coscia a \u00e9t\u00e9 reconnu coupable sous des chefs d\u2019accusations criminelles f\u00e9d\u00e9rales en novembre 2015 pour les m\u00eames all\u00e9gations que celles sur lesquelles \u00e9tait fond\u00e9 la sanction civile, dans la premi\u00e8re poursuite criminelle pour mystification84<\/sup>.<\/p>\n

VII. BRUT PAR CHEMIN DE FER<\/h2>\n

Comme solution de rechange au transport de p\u00e9trole brut par pipeline, l\u2019industrie nord-am\u00e9ricaine du brut s\u2019est de plus en plus tourn\u00e9e vers le transport par chemin de fer pour approvisionner les \u00c9tats-Unis en p\u00e9trole brut. Entre 2008 et 2014, les chargements de brut par chemin de fer (BPCF) ont augment\u00e9 presque exponentiellement. Toutefois, parall\u00e8lement \u00e0 l\u2019augmentation du BPCF, les d\u00e9raillements et explosions ont \u00e9galement augment\u00e9, soulevant d\u2019importantes pr\u00e9occupations en mati\u00e8re de s\u00e9curit\u00e9 publique et d\u2019environnement. Dans la catastrophe probablement la plus notoire, en juillet 2013, un train transportant du p\u00e9trole brut en provenance du Dakota du Nord a explos\u00e9 \u00e0 Lac-M\u00e9gantic, au Qu\u00e9bec, tuant 47 personnes. Depuis la catastrophe de 2013, plusieurs autres d\u00e9raillements et explosions se sont produits aux \u00c9tats-Unis, mettant en danger la vie d\u2019environ 25 millions de citoyens am\u00e9ricains vivant \u00e0 l\u2019int\u00e9rieur de la zone d\u2019\u00e9vacuation longeant les routes de transport de BPCF.<\/p>\n

Aux \u00c9tats-Unis, plusieurs organismes de r\u00e8glementation ont la capacit\u00e9 de mettre en \u0153uvre des r\u00e8gles et des lignes directrices qui fa\u00e7onnent la s\u00e9curit\u00e9 du BPCF. De fa\u00e7on g\u00e9n\u00e9rale, le D\u00e9partement des Transports (DOT) des \u00c9tats-Unis est charg\u00e9 de la surveillance r\u00e9glementaire du BPCF comme moyen de transport ferroviaire. Le DOT doit \u00e9galement assurer la surveillance de deux sous-organismes importants qui l\u2019aident dans l\u2019ex\u00e9cution de son mandat de r\u00e8glementation \u2013 la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (administration pour la s\u00e9curit\u00e9 des pipelines et des mati\u00e8res dangereuses \u2013 PHMSA) et la Federal Railroad Administration (administration f\u00e9d\u00e9rale des chemins de fer \u2013 FRA). La PHMSA conserve l\u2019autorit\u00e9 r\u00e9glementaire concernant l\u2019emballage des mati\u00e8res dangereuses pour le transport, y compris les wagons utilis\u00e9s dans le transport de BPCF, alors que la FRA assure la promotion de la s\u00e9curit\u00e9 ferroviaire pour le DOT dans les bureaux de s\u00e9curit\u00e9 r\u00e9gionaux.<\/p>\n

Les pr\u00e9occupations concernant la s\u00e9curit\u00e9 du transport de BPCF ont men\u00e9 \u00e0 la mise en \u0153uvre de plusieurs nouvelles r\u00e8gles et politiques administratives au cours des derni\u00e8res ann\u00e9es. Plus r\u00e9cemment, le 1er<\/sup> mai 2015, le DOT a annonc\u00e9 une r\u00e8gle d\u00e9finitive pour le transport de liquides inflammables par chemin de fer. La r\u00e8gle requiert : (1) des normes plus rigoureuses relativement aux wagons-citernes et des exigences de modernisation pour les plus vieilles citernes destin\u00e9es au transport de BPCF; (2) des nouvelles normes de freinage afin de r\u00e9duire la gravit\u00e9 des accidents et les \u00ab carambolages \u00bb; (3) des nouveaux protocoles op\u00e9rationnels pour les citernes de BPCF, y compris des exigences en mati\u00e8re d\u2019itin\u00e9raire, des limites de vitesse et des renseignements pour les organismes gouvernementaux locaux; et (4) de nouvelles exigences en mati\u00e8re d\u2019\u00e9chantillonnage et d\u2019essai afin d\u2019am\u00e9liorer la classification des produits \u00e9nerg\u00e9tiques introduits dans le r\u00e9seau de transport ferroviaire85<\/sup>. Ces r\u00e8gles s\u2019appliquent \u00e0 une nouvelle cat\u00e9gorie de transport, les trains \u00e0 risque \u00e9lev\u00e9 d\u2019inflammation, qui sont d\u00e9finis comme \u00ab un bloc continu de 20 wagons-citernes ou plus charg\u00e9s de liquide inflammable ou 35 wagons-citernes ou plus charg\u00e9s d\u2019un liquide inflammable r\u00e9partis sur un train \u00bb.<\/p>\n

VIII. Fin de l\u2019interdiction visant les exportations de p\u00e9trole brut et \u00e9largissement de certains cr\u00e9dits d\u2019imp\u00f4t pour l\u2019\u00e9nergie renouvelable<\/h2>\n

Le 18 d\u00e9cembre 2015, le pr\u00e9sident Obama a promulgu\u00e9 un projet de loi comportant des affectations de cr\u00e9dits de 1,8 billion de dollars et contenant la lev\u00e9e d\u2019une interdiction de 40 ans visant les exportations de p\u00e9trole brut en provenance des \u00c9tats-Unis. En raison de l\u2019adoption de l\u2019Energy Policy and Conservation Act of 197586<\/sup><\/em> (EPCA<\/em>), l\u2019exportation de p\u00e9trole brut \u00e9tait interdite en l\u2019absence de certaines exemptions particuli\u00e8res accord\u00e9es par le d\u00e9partement du Commerce des \u00c9tats-Unis en r\u00e9ponse \u00e0 la crise du p\u00e9trole de 1973.<\/p>\n

L\u2019inclusion de la lev\u00e9e dans le projet de loi comportant des affectations de cr\u00e9dits \u00e9tait consid\u00e9r\u00e9e comme un compromis entre les r\u00e9publicains et l\u2019industrie p\u00e9troli\u00e8re, qui r\u00e9clamait depuis longtemps cette lev\u00e9e, en contrepartie de plusieurs mesures environnementales largement soutenues par les d\u00e9mocrates et les organismes \u00e0 vocation environnementale, y compris l\u2019\u00e9largissement et l\u2019\u00e9limination progressive de certains cr\u00e9dits d\u2019imp\u00f4t pour l\u2019\u00e9nergie renouvelable, le renouvellement de l\u2019autorisation d\u2019un fonds de conservation pour trois ans et l\u2019exclusion d\u2019autres mesures visant \u00e0 contrecarrer les efforts de r\u00e8glementation environnementale du pr\u00e9sident Obama. Plus particuli\u00e8rement, le projet de loi comportant des affectations de cr\u00e9dits prorogeait la date d\u2019expiration du cr\u00e9dit d\u2019imp\u00f4t de production au 31 d\u00e9cembre 2019 pour les installations \u00e9oliennes en d\u00e9but de construction, avec une r\u00e9duction progressive pour les projets \u00e9oliens en d\u00e9but de construction commen\u00e7ant apr\u00e8s le 31 d\u00e9cembre 2016.<\/p>\n

Les pressions pour la lev\u00e9e de l\u2019interdiction visant l\u2019exportation de p\u00e9trole brut \u00e9taient en partie attribuables \u00e0 la croissance rapide de la production de p\u00e9trole aux \u00c9tats-Unis au cours des derni\u00e8res ann\u00e9es. Entre ao\u00fbt 2008 et la fin de 2015, la production de p\u00e9trole des \u00c9tats-Unis a augment\u00e9 d\u2019environ 90%. Bien que l\u2019administration Obama ait d\u00e9j\u00e0 menac\u00e9 d\u2019opposer son veto aux lois comprenant une lev\u00e9e de l\u2019interdiction, la Maison-Blanche a soulign\u00e9 que les \u00c9tats-Unis \u00e9taient d\u00e9j\u00e0 de grands exportateurs de produits p\u00e9troliers raffin\u00e9s. Certains raffineurs am\u00e9ricains de p\u00e9trole ont exprim\u00e9 leur d\u00e9saccord \u00e0 l\u2019\u00e9gard de l\u2019interdiction, mentionnant leur pr\u00e9occupation \u00e0 l\u2019effet que la lev\u00e9e de l\u2019interdiction aurait une incidence n\u00e9gative sur leurs entreprises puisque le p\u00e9trole brut serait transport\u00e9 outre-mer pour \u00eatre raffin\u00e9. Les raffineurs de p\u00e9trole ont \u00e9galement mentionn\u00e9 que l\u2019interdiction augmenterait les co\u00fbts pour les consommateurs et affaiblirait l\u2019ind\u00e9pendance \u00e9nerg\u00e9tique des \u00c9tats-Unis en les obligeant \u00e0 faire davantage appel \u00e0 des raffineurs de p\u00e9trole \u00e9trangers pour s\u2019approvisionner en produits d\u00e9riv\u00e9s du p\u00e9trole brut.<\/p>\n

L\u2019incidence de la lev\u00e9e de l\u2019interdiction visant le p\u00e9trole brut refl\u00e8te une nouvelle r\u00e9alit\u00e9 g\u00e9opolitique de la s\u00e9curit\u00e9 p\u00e9troli\u00e8re croissante des \u00c9tats-Unis. L\u2019approvisionnement des march\u00e9s mondiaux en p\u00e9trole brut en provenance des \u00c9tats-Unis pourrait am\u00e9liorer la position de la communaut\u00e9 mondiale dans les pourparlers avec la Russie et l\u2019Iran, \u00e9tant donn\u00e9 que pour l\u2019Europe, l\u2019Inde et le Japon, le risque de perdre l\u2019approvisionnement en p\u00e9trole brut en provenance de la Russie et de l\u2019Iran pourrait \u00eatre att\u00e9nu\u00e9 en faisant appel aux exportations am\u00e9ricaines. \u00c0 l\u2019\u00e9chelle nationale, les groupes environnementaux ont exprim\u00e9 leur pr\u00e9occupation concernant la lev\u00e9e de l\u2019interdiction, les augmentations correspondantes des activit\u00e9s de fracturation hydraulique, la pollution de l\u2019air et de l\u2019eau et le soutien r\u00e9duit aux \u00e9nergies renouvelables.<\/p>\n

IX. Plan d\u2019action sur le climat<\/h2>\n

La r\u00e8gle distinctive de l\u2019administration Obama \u00e0 l\u2019\u00e9gard du climat dans le cadre de son plan d\u2019action sur le climat \u2013 le Clean Power Plan (plan d\u2019\u00e9nergie propre \u2013 CPP) \u2013 est essentiellement en suspens en raison des contestations judiciaires qui font leur chemin devant les tribunaux f\u00e9d\u00e9raux. Dans l\u2019intervalle, les \u00c9tats r\u00e9pondent de diff\u00e9rentes fa\u00e7ons, certains allant de l\u2019avant avec la mise en \u0153uvre du CPP, alors que d\u2019autres ont interrompu leurs efforts. Le sort ultime du CPP pourrait grandement d\u00e9pendre de la personne qui remplira le si\u00e8ge laiss\u00e9 vacant \u00e0 la Cour supr\u00eame des \u00c9tats-Unis \u00e0 la suite du d\u00e9c\u00e8s du juge Antonin Scalia; ce qui devrait \u00e0 son tour d\u00e9pendre du r\u00e9sultat de l\u2019\u00e9lection pr\u00e9sidentielle en novembre.<\/p>\n

A. Aper\u00e7u du CPP<\/h3>\n

L\u2019Environmental Protection Agency (EPA) des \u00c9tats-Unis a publi\u00e9 une r\u00e8gle d\u00e9finitive adoptant le CPP en ao\u00fbt 2015, faisant \u00e9tat de \u00ab risques imm\u00e9diats \u00bb pour la s\u00e9curit\u00e9 nationale, la sant\u00e9 publique et l\u2019\u00e9conomie87<\/sup>. Ces politiques ambitieuses, adopt\u00e9es en vertu de l\u2019article 111d<\/em>) de la CAA<\/em>, \u00e9tablissent les toutes premi\u00e8res normes nationales visant \u00e0 limiter les \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre (GES) produites par les centrales \u00e9lectriques. Pleinement mise en \u0153uvre, cette r\u00e8gle pourrait avoir des r\u00e9percussions consid\u00e9rables sur la production, le transport et la consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 aux \u00c9tats-Unis.<\/p>\n

Conform\u00e9ment au CPP, les \u00c9tats-Unis sont tenus de r\u00e9duire les \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre produites par les centrales \u00e9lectriques de 32% sous les niveaux de 2005 d\u2019ici 2030, atteignant des cibles int\u00e9rimaires de r\u00e9duction des \u00e9missions pour 2022 et jusqu\u2019\u00e0 2029. Les cibles finales de conformit\u00e9 pour 2030 doivent \u00eatre maintenues par la suite. Des cibles individualis\u00e9es pour chaque \u00c9tat sont \u00e9tablies au moyen d\u2019analyses des livres d\u2019\u00e9missions de carbone par m\u00e9gawattheure (MWh) d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produit en fonction des donn\u00e9es historiques de 2012.<\/p>\n

Le CPP donne aux \u00c9tats la souplesse n\u00e9cessaire pour adopter des approches individualis\u00e9es en vue d\u2019atteindre les objectifs de conformit\u00e9 fix\u00e9s. En permettant la conversion des objectifs vis\u00e9s d\u2019\u00e9missions fond\u00e9s sur des taux en normes fond\u00e9es sur les tonnes d\u2019\u00e9missions par ann\u00e9e (normes fond\u00e9es sur la masse), la r\u00e8gle ouvre la voie \u00e0 l\u2019adoption et \u00e0 l\u2019\u00e9laboration plus approfondie de programmes ax\u00e9s sur la concurrence comme le programme de quotas d\u2019\u00e9missions cessibles de carbone en Californie et la Regional Greenhouse Gas Initiative (initiative r\u00e9gionale relative aux \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre) dans le Nord-Est.<\/p>\n

En vertu de la r\u00e8gle d\u00e9finitive, les \u00c9tats ont jusqu\u2019en 2018 pour pr\u00e9senter des plans d\u00e9finitifs de mise en \u0153uvre en vue d\u2019atteindre les cibles de conformit\u00e9 \u00e9tablies et jusqu\u2019en 2022 pour passer \u00e0 l\u2019action. Toutefois, il n\u2019est pas clair si les objectifs du CPP seront atteints dans les d\u00e9lais \u00e9tablis, ayant fait l\u2019objet de nombreux rebondissements juridiques. En octobre 2015, plusieurs \u00c9tats et groupes de l\u2019industrie ont contest\u00e9 la r\u00e8gle devant la Cour d\u2019appel de circuit pour le circuit du D.C., laquelle a refus\u00e9 de suspendre la r\u00e8gle en attente d\u2019une d\u00e9cision. Les int\u00e9ress\u00e9s ont ensuite port\u00e9 leur demande de suspension devant la Cour supr\u00eame des \u00c9tats-Unis, qui a surpris les observateurs en accordant la suspension en f\u00e9vrier 2016. Cette d\u00e9cision a \u00e9t\u00e9 consid\u00e9r\u00e9e par plusieurs personnes comme une indication des pr\u00e9occupations de la cour sup\u00e9rieure \u00e0 l\u2019\u00e9gard du CPP et semblait \u00eatre de bon augure pour les auteurs de la contestation. Mais cette suspension a \u00e9t\u00e9 accord\u00e9e dans une d\u00e9cision de 5 contre 4, le juge Scalia ayant vot\u00e9 en faveur de la suspension, quelques jours seulement avant son d\u00e9c\u00e8s.<\/p>\n

Une autre surprise est survenue \u00e0 la mi-mai 2016, quelques semaines seulement avant l\u2019audition des plaidoiries par le circuit du D.C., lorsque ce tribunal a annonc\u00e9 sa d\u00e9cision de reporter les plaidoiries au mois de septembre 2016 et de faire r\u00e9viser le cas en banc (c.-\u00e0-d. devant une formation pl\u00e9ni\u00e8re de dix juges plut\u00f4t que le nombre habituel de trois). L\u2019audition en banc est inhabituelle, et une audition en banc en premi\u00e8re instance \u2013 plut\u00f4t qu\u2019en nouvelle audience d\u2019un tribunal form\u00e9 de trois juges \u2013 se produit rarement.<\/p>\n

Malgr\u00e9 la suspension, l\u2019administration Obama et 19 \u00c9tats continuent de travailler en pr\u00e9vision de la mise en \u0153uvre du CPP. Par exemple, l\u2019EPA va de l\u2019avant avec son programme d\u2019initiative d\u2019\u00e9nergie propre, un programme volontaire permettant aux \u00c9tats d\u2019encourager les investissements faits t\u00f4t dans la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne et solaire, de m\u00eame que les mesures favorisant l\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique dans les communaut\u00e9s \u00e0 faible revenu. Toutefois, 20 autres \u00c9tats ont suspendu leurs efforts, et trois \u00c9tats et Washington (D.C.) sont exempt\u00e9s de la r\u00e8gle. Les l\u00e9gislateurs de pr\u00e8s de 20 \u00c9tats ont propos\u00e9 des lois, avec l\u2019appui de groupes financ\u00e9s par l\u2019industrie, qui interdiraient tout travail \u00e0 des activit\u00e9s de planification de la conformit\u00e9 au CPP.<\/p>\n

B. R\u00e8glement sur les \u00e9missions de m\u00e9thane<\/h3>\n

L\u2019administration Obama a mis au point trois nouvelles r\u00e8gles qui visent \u00e0 mod\u00e9rer les \u00e9missions de m\u00e9thane provenant de puits de p\u00e9trole et de gaz nouveaux, reconstruits ou modifi\u00e9s88<\/sup>. Le m\u00e9thane est un GES pr\u00e9dominant, n\u2019\u00e9tant surpass\u00e9 que par le dioxyde de carbone, avec 25 fois le potentiel de r\u00e9chauffement plan\u00e9taire \u00e0 poids \u00e9gal89<\/sup>. Il s\u2019agit de la toute premi\u00e8re r\u00e8glementation du m\u00e9thane par l\u2019EPA dans une industrie.<\/p>\n

Ces r\u00e8gles ont \u00e9t\u00e9 \u00e9tablies dans le but de pr\u00e9venir le rejet de 510 000 tonnes de m\u00e9thane \u2013 11 millions de tonnes m\u00e9triques d\u2019\u00e9missions \u00e9quivalentes de dioxyde de carbone \u2013 d\u2019ici 2025. L\u2019EPA estime que ces r\u00e8gles auront des effets b\u00e9n\u00e9fiques sur le climat de l\u2019ordre de 690 millions de dollars, comparativement aux co\u00fbts estimatifs de la r\u00e8gle de 530 millions de dollars en 2025. L\u2019EPA pr\u00e9voit \u00e9galement des r\u00e9ductions dans les compos\u00e9s organiques volatils et d\u2019autres toxiques atmosph\u00e9riques, ce qui aurait des effets b\u00e9n\u00e9fiques sur la sant\u00e9.<\/p>\n

La premi\u00e8re r\u00e8gle \u00e9tablit les normes d\u2019\u00e9missions de m\u00e9thane pour les sources nouvelles, reconstruites et modifi\u00e9es en vertu de l\u2019article 111b<\/em>) de la CAA<\/em>. La deuxi\u00e8me r\u00e8gle donne des pr\u00e9cisions en vue de d\u00e9terminer si le mat\u00e9riel p\u00e9trolier et gazier et les activit\u00e9s font partie d\u2019une seule \u00ab source fixe \u00bb. La troisi\u00e8me r\u00e8gle peaufine et modifie les r\u00e8glements concernant les sources mineures sur les terres indiennes f\u00e9d\u00e9rales.<\/p>\n

Alors que les \u00e9cologistes saluent ces mesures, l\u2019industrie du p\u00e9trole et du gaz, elle, reproche \u00e0 l\u2019EPA d\u2019avoir fond\u00e9 les r\u00e8gles sur des donn\u00e9es incoh\u00e9rentes concernant les niveaux actuels d\u2019\u00e9missions de m\u00e9thane. L\u2019industrie se pr\u00e9pare \u00e9galement \u00e0 des r\u00e8gles futures qui pourraient \u00eatre impos\u00e9es aux sources existantes, comme l\u2019indique la demande de collecte de renseignements de l\u2019EPA concernant les exploitations existantes des soci\u00e9t\u00e9s p\u00e9troli\u00e8res et gazi\u00e8res.<\/p>\n

X. nouvelles plates-formes de distribution d\u2019\u00e9lectricit\u00e9<\/h2>\n

La r\u00e9forme de la vision de l\u2019\u00e9nergie de la Commission des services publics de New York<\/p>\n

En 2014, la New York Public Service Commission (NYPSC) a engag\u00e9 une proc\u00e9dure, le dossier 14-M-0101, Reforming the Energy Vision <\/em>(r\u00e9forme de la vision de l\u2019\u00e9nergie \u2013 REV<\/em>), assortie d\u2019une proc\u00e9dure compl\u00e9mentaire, le dossier 14-M-0094. La REV<\/em> a pour but de mieux informer les clients, de stimuler le march\u00e9, d\u2019accro\u00eetre l\u2019efficacit\u00e9 globale, la fiabilit\u00e9 et la r\u00e9silience du r\u00e9seau ainsi que la diversit\u00e9 des combustibles et des ressources, et de r\u00e9duire les \u00e9missions de carbone. La proc\u00e9dure compl\u00e9mentaire porte sur l\u2019avenir des programmes d\u2019\u00e9nergie propre de New York actuellement financ\u00e9s \u00e0 m\u00eame les frais suppl\u00e9mentaires factur\u00e9s aux clients pour la portion de livraison de leurs factures de services publics. Cette proc\u00e9dure est observ\u00e9e de pr\u00e8s par plusieurs \u00e9tat \u00e0 travers les \u00c9tats-Unis.<\/p>\n

La NYPSC a adopt\u00e9 un mod\u00e8le en deux phases pour le dossier 14-M-0101. La premi\u00e8re phase porte sur les questions li\u00e9es au concept et \u00e0 la faisabilit\u00e9 d\u2019un fournisseur de plates-formes pour r\u00e9seaux d\u00e9centralis\u00e9s (FPRD), tel que d\u00e9crit dans le cadre pr\u00e9liminaire du personnel de la NYPSC. La deuxi\u00e8me phase est ax\u00e9e sur les modifications \u00e0 la r\u00e8glementation et les questions de tarification. Des groupes de travail ont \u00e9t\u00e9 form\u00e9s et travaillent aux deux phases. Dans un d\u00e9cret dat\u00e9e du 26 f\u00e9vrier 2015 dans le cadre de la proc\u00e9dure REV<\/em>, la NYPSC a \u00e9galement introduit une phase pour le renouvelable \u00e0 grande \u00e9chelle (RGE).<\/p>\n

La NYPSC a rendu une s\u00e9rie de d\u00e9crets au cours des derni\u00e8res ann\u00e9es concernant diverses questions relatives au REV. <\/em>Les d\u00e9crets servent principalement \u00e0 \u00e9tablir des cadres analytiques pour diff\u00e9rentes questions. Par exemple, comment proc\u00e9der \u00e0 des analyses de l\u2019efficacit\u00e9 par rapport au co\u00fbt et comment \u00e9largir la port\u00e9e de la proc\u00e9dure90<\/sup>.<\/p>\n

La NYPSC a pris une importante d\u00e9cision, notant que les initiatives de REV<\/em> et de fonds d\u2019\u00e9nergie propre (FEP) pouvaient avoir au moins une r\u00e9percussion n\u00e9faste sur l\u2019environnement et a donc demand\u00e9 la pr\u00e9paration d\u2019un \u00e9nonc\u00e9 des incidences environnementales (EIE). Un EIE provisoire a \u00e9t\u00e9 publi\u00e9 le 14 octobre 2014. La NYPSC a accept\u00e9 l\u2019EIE et l\u2019a estim\u00e9 complet le 24 f\u00e9vrier 201691<\/sup>.<\/p>\n

XI. Stockage d\u2019\u00e9nergie<\/h2>\n

Le stockage d\u2019\u00e9nergie continue de susciter de plus en plus l\u2019attention du gouvernement f\u00e9d\u00e9ral et des \u00c9tats, alors que les services publics et les exploitants de r\u00e9seaux se demandent comment int\u00e9grer de grands volumes de ressources intermittentes comme l\u2019\u00e9olien et le solaire dans les r\u00e9seaux \u00e9lectriques con\u00e7us pour les sources plus traditionnelles de production d\u2019\u00e9nergie. Le stockage, que ce soit \u00e0 l\u2019\u00e9chelle des services publics et des consommateurs ou \u00e0 des \u00e9chelles interm\u00e9diaires, est un moyen suppl\u00e9mentaire d\u2019\u00e9quilibrer et de configurer le d\u00e9bit provenant de ressources intermittentes pour r\u00e9pondre \u00e0 la demande de la client\u00e8le.<\/p>\n

Toutefois, le stockage pose des d\u00e9fis r\u00e9glementaires uniques. Les syst\u00e8mes de stockage d\u2019\u00e9nergie permettent de classer les unit\u00e9s individuelles de stockage dans les cat\u00e9gories de la production, de transport ou distribution, et\/ou des charges, ce qui complique leur incorporation dans les structures r\u00e9glementaires existantes.<\/p>\n

A. Progr\u00e8s f\u00e9d\u00e9raux<\/h3>\n

La FERC a rendu le d\u00e9cret 78492<\/sup> en 2013. Ce d\u00e9cret enjoignait les op\u00e9rateurs du march\u00e9 de gros \u00e0 trouver des moyens de mon\u00e9tiser les ressources de \u00ab r\u00e9ponse rapide \u00bb; c.-\u00e0-d. les dispositifs de stockage comme les batteries et les volants d\u2019inertie. Apr\u00e8s plusieurs ordres concernant la mise en place de l\u2019ordre 784 dans diff\u00e9rents ORT\/ERI, la FERC a rendu un d\u00e9cret compl\u00e9mentaire le 11 avril 2016, dans le dossier num\u00e9ro AD16-20-000 concernant la \u00ab participation des ressources de stockage d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 dans les march\u00e9s organis\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de gros, soit les organisations r\u00e9gionales de transport ou ORT et les exploitants de r\u00e9seaux ind\u00e9pendants ou ERI \u00bb. La FERC veut savoir \u00ab si des mesures suppl\u00e9mentaires seront n\u00e9cessaires pour relever les obstacles que peut poser la participation du stockage d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 dans les march\u00e9s d\u2019ORT et d\u2019ERI \u00bb.<\/p>\n

B. Californie<\/h3>\n

Tel que d\u00e9crit en d\u00e9tail dans La position de Washington<\/em> de l\u2019an dernier, la Californie a pris les devants pour int\u00e9grer le stockage d\u2019\u00e9nergie dans la planification des ressources par ses services publics d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. L\u2019Assembly Bill (projet de loi de l\u2019assembl\u00e9e \u2013 AB) 251493<\/sup> donnait la directive \u00e0 la Commission des services publics de la Californie (CPUC) de d\u00e9terminer les objectifs appropri\u00e9s, le cas \u00e9ch\u00e9ant, pour que chaque fournisseur d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 local (FEL) se procure des syst\u00e8mes viables de stockage d\u2019\u00e9nergie. La CPUC a lanc\u00e9 l\u2019\u00e9tablissement de r\u00e8gles (R.) 10-12-007 pour mettre en \u0153uvre l\u2019AB 2514. R 10-12-007 a d\u00e9bouch\u00e9 sur la d\u00e9cision (D.) 13-10-040 en 2013. Cette d\u00e9cision exige des trois plus grands services publics d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 appartenant au secteur priv\u00e9 (SPASP) de la Californie qu\u2019ils disposent d\u2019une capacit\u00e9 de stockage d\u2019\u00e9nergie de 1 325 MW d\u2019ici 2020. La CPUC a divis\u00e9 les 1 325 MW en cibles d\u2019approvisionnement biennales par \u00ab domaine de r\u00e9seau \u00bb en 2014, en 2016, en 2018 et en 2020 :<\/p>\n

    \n
  • Cibles pour les SPASP : 1 325 MW de stockage d\u2019ici 2020 en 4 sollicitations biennales (commen\u00e7ant en d\u00e9cembre 2014)\n
      \n
    • PG&E 580 MW<\/li>\n
    • SCE 580 MW<\/li>\n
    • SDG&E 165 MW<\/li>\n<\/ul>\n<\/li>\n
    • Cibles ci-dessus divis\u00e9es en trois \u00ab domaines de r\u00e9seau de stockage \u00bb:\n
        \n
      • Transport-raccord\u00e9,<\/li>\n
      • Niveau distribution,<\/li>\n
      • Applications compteur c\u00f4t\u00e9 client<\/li>\n
      • Charge autre que services publics servant aux cibles d\u2019entit\u00e9s ~ 1 % de la charge maximale d\u2019ici 2020<\/li>\n<\/ul>\n<\/li>\n<\/ul>\n

        En septembre 2013, la CAISO, la CPUC et la Commission de l\u2019\u00e9nergie de la Californie ont annonc\u00e9 la cr\u00e9ation d\u2019un partenariat pour \u00e9laborer une feuille de route conjointe pour le stockage d\u2019\u00e9nergie afin de faire progresser la question du stockage d\u2019\u00e9nergie en Californie. La feuille de route proposera des mesures et des emplacements pour surmonter les obstacles li\u00e9s au stockage. \u00c0 partir des commentaires re\u00e7us de diverses parties prenantes, une version provisoire de la feuille de route a \u00e9t\u00e9 pr\u00e9sent\u00e9e, et un atelier a \u00e9t\u00e9 organis\u00e9 en octobre pour discuter de la version provisoire et obtenir des commentaires. La feuille de route d\u00e9finitive \u00e9tait achev\u00e9e \u00e0 la fin de 2014.<\/p>\n

        D.13-10-040 donnait la directive de proc\u00e9der \u00e0 une \u00e9valuation exhaustive du Energy Storage Framework and Design Program (programme de cadre et de conception du stockage d\u2019\u00e9nergie) au plus tard en 2016, et une fois tous les trois ans par la suite. En conformit\u00e9 avec la directive de la D.13-10-040, la CPUC a lanc\u00e9, l\u2019an dernier, un nouveau processus d\u2019\u00e9tablissement de r\u00e8gles dans le cadre de sa mise en \u0153uvre courante de l\u2019AB 2514. Le nouveau d\u00e9cret instituant l\u2019\u00e9tablissement de r\u00e8gles (DIER) portait le num\u00e9ro de dossier R.15-03-011 et \u00e9tait intitul\u00e9 \u00ab Order Instituting Rulemaking to consider policy and implementation refinements to the Energy Storage Procurement Framework and Design Program (D.13-10-040, D.14-10-045) and related Action Plan of the California Energy Storage Roadmap \u00bb (d\u00e9cret instituant l\u2019\u00e9tablissement de r\u00e8gles pour examiner de possibles am\u00e9liorations en mati\u00e8re de politique et de mise en \u0153uvre \u00e0 apporter au programme de cadre d\u2019acquisition et de conception du stockage d\u2019\u00e9nergie [D.13-10-040, D.14-10-045] et le plan d\u2019action connexe de la feuille de route pour le stockage d\u2019\u00e9nergie de la Californie). Comme le nom du processus le sous-entend, il s\u2019agit d\u2019un examen global de toutes les politiques de la CPUC (et des pratiques connexes des SPASP) concernant le stockage d\u2019\u00e9nergie94<\/sup>. La CPUC a tenu un atelier au cours du processus et d\u2019autres ateliers sont pr\u00e9vus. La CPUC n\u2019a pas encore rendu de d\u00e9cision dans le cadre du nouveau processus d\u2019\u00e9tablissement de r\u00e8gles.<\/p>\n

        La CPUC a \u00e9galement encourag\u00e9 l\u2019acquisition de ressources de stockage dans son processus concernant le retrait pr\u00e9matur\u00e9 de la San Onofre Nuclear Generating Station (SONGS). D.13-02-015 ordonnait \u00e0 la SCE d\u2019entreprendre un processus d\u2019adjudication aupr\u00e8s de \u00ab toutes les sources \u00bb pour les ressources concernant les besoins locaux en mati\u00e8re de fiabilit\u00e9 r\u00e9sultant de la fermeture de la SONGS. La Commission a autoris\u00e9 la SCE \u00e0 disposer d\u2019une capacit\u00e9 \u00e9lectrique entre 1 400 MW et 1 800 MW dans le sous-secteur de l\u2019Ouest de Los Angeles et entre 215 MW et 290 MW dans le sous-secteur de Moorpark. Du total de 1 800 MW autoris\u00e9, la Commission a ordonn\u00e9 de disposer d\u2019au moins<\/em> 50 MW \u00e0 partir de ressources de stockage d\u2019\u00e9nergie et a dit que les 750 MW suppl\u00e9mentaires de la nouvelle capacit\u00e9 pouvait \u00eatre assur\u00e9s par le stockage d\u2019\u00e9nergie.<\/p>\n

        Le 5 novembre 2014, la SCE a annonc\u00e9 qu\u2019elle avait conclu des march\u00e9s pour 2 221 MW d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en conformit\u00e9 avec D.13-02-015. De ce total, la SCE a conclu des march\u00e9s avec des fournisseurs de stockage pour 260 MW, comprenant 24 contrats distincts. Cela \u00e9quivaut \u00e0 cinq fois la quantit\u00e9 prescrite par la CPUC pour la SCE dans D.13-02-015 pour les ressources de stockage d\u2019\u00e9nergie, bien que seulement un peu plus du tiers du maximum dont pouvait disposer la SCE. En novembre 2015, la CPUC a approuv\u00e9 la demande d\u2019approbation de la SCE pour ces march\u00e9s.<\/p>\n

        XII. Production distribu\u00e9e et facturation nette<\/h2>\n

        Les commissions \u00e9tatiques sur les services publics de partout aux \u00c9tats-Unis continuent de se demander comment int\u00e9grer la production d\u00e9centralis\u00e9e et la \u00ab facturation nette \u00bb \u00e0 la conception tarifaire. Les services publics ont indiqu\u00e9 que le fait de donner aux consommateurs un cr\u00e9dit pour l\u2019\u00e9nergie produite avec la production d\u00e9centralis\u00e9e (comme les panneaux solaires r\u00e9sidentiels branch\u00e9s au r\u00e9seau) r\u00e9duisait de mani\u00e8re in\u00e9quitable les recettes des services publics. Comme de nombreux co\u00fbts des services publics \u00e9taient recouvr\u00e9s avec des tarifs variables par kWh, les services publics ont fait valoir que les utilisateurs de production d\u00e9centralis\u00e9e ne payaient pas leur juste part des co\u00fbts fixes n\u00e9cessaires pour offrir l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qu\u2019ils utilisaient. Les d\u00e9fenseurs de la production d\u00e9centralis\u00e9e ont r\u00e9pliqu\u00e9 que les prix fixes \u00e9lev\u00e9s (jumel\u00e9s \u00e0 des prix variables bas) favorisaient la consommation \u00e9nerg\u00e9tique et permettraient aux services publics d\u2019\u00e9viter la concurrence de la production d\u00e9centralis\u00e9e. Les diff\u00e9rents \u00c9tats abordent ces questions de diff\u00e9rentes fa\u00e7ons.<\/p>\n

        A. \u00c9tablissement de r\u00e8gles pour les ressources de distribution<\/h3>\n

        1. Propositions pour les ressources \u00e9nerg\u00e9tiques de distribution et les plans de ressources de distribution<\/h4>\n

        Pendant plus d\u2019une d\u00e9cennie, la Californie exigeait de chacun de ses SPASP d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 d\u2019examiner les ressources \u00e9nerg\u00e9tiques de distribution (RED) n\u2019appartenant pas aux services publics comme solution de rechange aux investissements dans son r\u00e9seau de distribution pour garantir un service de distribution d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 fiable au co\u00fbt le plus bas possible95<\/sup>. En 2013, la l\u00e9gislature de la Californie a adopt\u00e9 l\u2019article 769 du Code des services publics<\/em>, exigeant que les SPASP pr\u00e9sentent des propositions de plans de ressources de distribution (PRD) \u00e0 la CPUC. L\u2019article 769 exige que les SPASP pr\u00e9sentent des PRD qui reconnaissent le besoin d\u2019investissements, qui int\u00e8grent la distribution de ressources \u00e9nerg\u00e9tiques rentables et qui cernent les facteurs susceptibles de faire obstacle au d\u00e9ploiement de la distribution des ressources \u00e9nerg\u00e9tiques. La CPUC est autoris\u00e9e \u00e0 modifier et \u00e0 approuver les PRD de SPASP, \u00ab selon ce qu\u2019il convient pour r\u00e9duire les co\u00fbts globaux du syst\u00e8me et maximiser les avantages pour les contribuables d\u00e9coulant des investissements dans les ressources distribu\u00e9es \u00bb96<\/sup>.<\/p>\n

        En ao\u00fbt 2014, la CPUC a lanc\u00e9 le processus d\u2019\u00e9tablissement de r\u00e8gles 14-08-013 afin d\u2019\u00e9tablir des politiques, des proc\u00e9dures et des r\u00e8gles pour orienter les SPASP dans l\u2019\u00e9laboration de leurs PRD, et pour examiner, modifier ou approuver les plans. Ces derniers ont pour but d\u2019amorcer le processus visant \u00e0 amener les SPASP vers une int\u00e9gration plus compl\u00e8te de la RED dans la planification, l\u2019exploitation et l\u2019investissement. L\u2019article 769 exige que les PRD pr\u00e9sentent un plan pour l\u2019int\u00e9gration d\u2019une distribution rentable des ressources \u00e9nerg\u00e9tiques dans la planification et l\u2019exploitation des r\u00e9seaux de distribution \u00e9lectrique des SPASP dans le but d\u2019apporter des avantages nets aux contribuables. Dans leurs PRD, les SPASP doivent d\u00e9finir les crit\u00e8res \u00e0 utiliser pour d\u00e9terminer ce qui constitue un emplacement optimal pour le d\u00e9ploiement de la RED, pour ensuite d\u00e9terminer les valeurs particuli\u00e8res de l\u2019emplacement de la RED, les tarifs augment\u00e9s ou nouveaux et les programmes \u00e0 l\u2019appui d\u2019un d\u00e9ploiement efficace de la RED et de l\u2019\u00e9limination des obstacles particuliers \u00e0 son d\u00e9ploiement.<\/p>\n

        R.14-08-013 demeure ouverte et est regroup\u00e9e avec les demandes de services publics de grande envergure pour l\u2019approbation de PRD individuelles : A.15-07-002 (SCE), A.15-07-003 (SDG&E) et A.15-07-006 (PG&E). La CPUC pr\u00e9voit rendre une d\u00e9cision dans le cadre de ce processus au d\u00e9but 2017.<\/p>\n

        Parall\u00e8lement, la CPUC est all\u00e9e de l\u2019avant avec R.14-10-003, le d\u00e9cret intitul\u00e9 \u00ab Order Instituting Rulemaking to Create a Consistent Regulatory Framework for the Guidance, Planning and Evaluation of Integrated Distributed Energy Resources \u00bb. Les questions \u00e0 l\u2019\u00e9tude comprennent : \u00ab 1) une d\u00e9termination de la fa\u00e7on dont les ressources \u00e9nerg\u00e9tiques distribu\u00e9es n\u00e9cessaires pour r\u00e9pondre aux caract\u00e9ristiques et aux valeurs requises \u2013 lesquelles seront d\u00e9termin\u00e9es dans R.14-08-013 et al. \u2013 seront acquises; 2) une mise en valeur de l\u2019int\u00e9gration des ressources \u00e9nerg\u00e9tiques distribu\u00e9es de fa\u00e7on globale; et 3) un examen de l\u2019adoption de mesures d\u2019incitation locales et des m\u00e9thodes utilis\u00e9es pour d\u00e9terminer ces mesures d\u2019incitation \u00bb97<\/sup>.<\/p>\n

        2. Facturation nette de l\u2019\u00e9nergie<\/h4>\n

        En vertu de l\u2019AB 32798<\/sup><\/em>, \u00e9dict\u00e9 en 2013, la CPUC avait jusqu\u2019au 31 d\u00e9cembre 2015 pour \u00e9laborer un contrat ou un tarif type qui s\u2019appliquerait aux producteurs-clients qui disposent d\u2019installations solaires de toit ou d\u2019autres dispositifs de production d\u00e9centralis\u00e9e.<\/p>\n

        Le 28 janvier 2016, la CPUC a approuv\u00e9 la d\u00e9cision (D.) 16-01-044, adoptant un nouveau tarif de facturation nette d\u2019\u00e9nergie (FNE) qui poursuit la structure de FNE existante tout en apportant des modifications afin d\u2019harmoniser les co\u00fbts des clients de la nouvelle FNE plus \u00e9troitement avec ceux de clients n\u2019utilisant pas la FNE99<\/sup>. La d\u00e9cision de la CPUC :<\/p>\n

          \n
        • pr\u00e9serve largement les paiements de d\u00e9tail pour les producteurs r\u00e9sidentiels d\u2019\u00e9nergie solaire sur toit;<\/li>\n
        • ajoute de nouveaux co\u00fbts d\u2019interconnexion et des frais incontournables pour les syst\u00e8mes solaires d\u00e9centralis\u00e9s;<\/li>\n
        • impose de nouvelles exigences minimales de facturation.<\/li>\n<\/ul>\n

          La d\u00e9cision propos\u00e9e se garde d\u2019\u00ab imposer des frais de demande, des frais d\u2019acc\u00e8s au r\u00e9seau, des droits de capacit\u00e9 install\u00e9e, des droits de r\u00e9serve ou des frais fixes similaires aux clients r\u00e9sidentiels [de facturation nette d\u2019\u00e9nergie], alors que la [CPUC] continue d\u2019\u00e9valuer leur n\u00e9cessit\u00e9 \u00bb. De plus, les projets solaires sup\u00e9rieurs \u00e0 1 m\u00e9gawatt sont admissibles \u00e0 la facturation nette, pourvu qu\u2019ils puissent payer les frais connexes d\u2019interconnexions et de mise \u00e0 niveau.<\/p>\n

          Les services publics ont pr\u00e9sent\u00e9 des lettres d\u2019avis \u00e0 la CPUC mettant en \u0153uvre les nouvelles exigences le 29 f\u00e9vrier 2016. L\u2019examen des lettres d\u2019avis par le personnel de la CPUC est en cours.<\/p>\n

          Le projet de loi du S\u00e9nat (SB 793)100<\/sup>, le Green Tariff Shared Renewables Program (programme d\u2019\u00e9nergies renouvelables partag\u00e9es \u00e0 tarifs \u00e9cologiques), a \u00e9t\u00e9 \u00e9dict\u00e9 le 8 octobre 2015 et exige de la CPUC qu\u2019elle fasse en sorte que le programme d\u2019\u00e9nergies renouvelables partag\u00e9es \u00e0 tarif \u00e9cologique d\u2019un service public participant permette \u00e0 un client participant de s\u2019inscrire au programme et de recevoir des cr\u00e9dits et des frais de facturation raisonnablement estim\u00e9s, comme l\u2019a d\u00e9termin\u00e9 la Commission, pour une p\u00e9riode allant jusqu\u2019\u00e0 20 ans.<\/p>\n

          B. Nevada – Installations solaires de toit et facturation nette<\/h3>\n

          En 2015, la l\u00e9gislature du Nevada a \u00e9dict\u00e9 SB 374<\/strong>101<\/sup><\/em>. Cette loi enjoint les services publics de pr\u00e9parer une \u00e9tude du co\u00fbt des services pour les installations solaires de toit et de pr\u00e9parer un nouveau tarif qui entrera en vigueur lorsque les installations solaires de toit au Nevada d\u00e9passeront un cumul de 235 MW de capacit\u00e9 install\u00e9e. Les deux principaux services publics du Nevada, NV Energy et Sierra Pacific, ont d\u00e9pos\u00e9 des \u00e9tudes de co\u00fbt des services et, le 23 d\u00e9cembre 2015, la Commission des services publics du Nevada (PUCN) a rendu un d\u00e9cret approuvant les d\u00e9p\u00f4ts de tarifs des deux services publics102<\/sup>.<\/p>\n

          Les tarifs comportent les diff\u00e9rences suivantes par rapport aux tarifs pertinents pr\u00e9c\u00e9dents :<\/p>\n

            \n
          • Les tarifs approuv\u00e9s saisissent la production client et la consommation client \u00e0 l\u2019heure, plut\u00f4t qu\u2019au mois, comme c\u2019\u00e9tait le cas auparavant.<\/li>\n
          • Les tarifs approuv\u00e9s \u00e9valuent l\u2019exc\u00e9dent d\u2019\u00e9nergie que les clients qui produisent de l\u2019\u00e9nergie solaire sur leur toit \u00ab vendent \u00bb aux services publics \u00e0 2,6 (NV Energy) et 2,7 (Sierra Pacific) cents par kWh \u2013 une r\u00e9duction de 76 et de 71%, respectivement, par rapport \u00e0 la valeur qui leur \u00e9tait cr\u00e9dit\u00e9e ant\u00e9rieurement103<\/sup>.<\/li>\n
          • Les tarifs approuv\u00e9s augmentent de pr\u00e8s de trois fois les frais fixes que les clients de la facturation nette doivent payer aux services publics. Dans le territoire de service de Sierra Pacific, les frais de services mensuels de base pour les clients r\u00e9sidentiels \u00e0 l\u2019\u00e9nergie solaire ont augment\u00e9, passant de 15,25 $ \u00e0 44,43 $, et dans le territoire de service de Nevada Power, les frais fixes mensuels impos\u00e9s aux clients r\u00e9sidentiels \u00e0 l\u2019\u00e9nergie solaire sont pass\u00e9s de 12,75 $ \u00e0 38,51 $104<\/sup>.<\/li>\n<\/ul>\n

            La PUCN a refus\u00e9 d\u2019inclure les quelques 17 000 clients \u00e0 l\u2019\u00e9nergie solaire existants qui avaient d\u00e9j\u00e0 install\u00e9 et raccord\u00e9 des syst\u00e8mes solaires de toit dans le r\u00e9gime de taux pr\u00e9existant105<\/sup>. Le Nevada est donc le premier \u00c9tat du pays \u00e0 changer de fa\u00e7on consid\u00e9rable l\u2019\u00e9conomie de la facturation nette sans inclure les clients existants. Cette d\u00e9cision est contest\u00e9e devant les tribunaux de l\u2019\u00c9tat du Nevada.<\/p>\n

            * Conseiller principal chez Morrison & Foerster LLP \u00e0 Washington, D.C., o\u00f9 il repr\u00e9sente divers clients pour des questions de r\u00e8glementation, d\u2019application de la loi, de conformit\u00e9, de transaction, de commerce, de droit et de politique publique en mati\u00e8re d\u2019\u00e9nergie. Il agit \u00e0 titre de r\u00e9dacteur en chef de l\u2019Energy Law Journal<\/em> (publi\u00e9 par l\u2019Energy Bar Association) et a d\u00e9j\u00e0 occup\u00e9 les postes d\u2019avocat g\u00e9n\u00e9ral et de vice-pr\u00e9sident pour les politiques l\u00e9gislatives et r\u00e9glementaires chez Constellation Energy. L\u2019auteur aimerait remercier les membres suivants du cabinet d\u2019avocats Morrison & Foerster pour leur contribution \u00e0 l\u2019\u00e9laboration du pr\u00e9sent rapport : Zori Ferkin; Julian Hammar; Todd Edmister; Paul Varnado; Ben Fox; Megan Jennings et Lala Wu. Toutefois, les opinions exprim\u00e9s dans le pr\u00e9sent rapport sont les siennes et ne refl\u00e8tent pas n\u00e9cessairement celles de Morrison & Foerster ni de ses clients.<\/p>\n

              \n
            1. Pieridae Energy (USA) LTD<\/em>, d\u00e9cret no<\/sup> 3639 du DOE\/FE (22 mai 2015) [d\u00e9cret no <\/sup>3639] et Bear Head LNG Corp., d\u00e9cret no 3681 du DOE\/FE (17 juillet 2015) [d\u00e9cret no <\/sup>3681](autorisant la r\u00e9exportation du gaz des \u00c9tats-Unis, sous forme de GNL, vers des pays non membres d\u2019un ALE); Pieridae Energy (USA) Ltd., d\u00e9cret no 3768 du DOE\/FE [d\u00e9cret no <\/sup>3768], et Bear Head LNG Corp., d\u00e9cret no<\/sup> 3770 du DOE\/FE (5 f\u00e9vrier 2016) (autorisant la r\u00e9exportation du gaz des \u00c9tats-Unis, sous forme de GNL, vers des pays non membres d\u2019un ALE) [d\u00e9cret no<\/sup> 3770<\/em>].<\/li>\n
            2. 15 USC 717b(c).<\/li>\n
            3. D\u00e9cret no<\/sup> 3770, note 1 \u00e0 la p 194. \u00ab Utilisation finale \u00bb, comme le d\u00e9finit le DOE est \u00ab la combustion ou un autre processus de conversion par r\u00e9action chimique (p. ex. conversion au m\u00e9thanol) \u00bb. D\u00e9cret no<\/sup> 3639, supra note 1 \u00e0 la p 3 n7.<\/li>\n
            4. D\u00e9cret no<\/sup> 3768, supra note 1 \u00e0 la p 229; D\u00e9cret no<\/sup> 3770, supra note 1 \u00e0 la p190.<\/li>\n
            5. D\u00e9cret no<\/sup> 3639, supra note 1 \u00e0 la p 4.<\/li>\n
            6. Bear Head LNG Corporation, DOE\/FE, d\u00e9cret no<\/sup> 3769 (5 f\u00e9vrier 2016) [d\u00e9cret no<\/sup> 3769<\/em>].<\/li>\n
            7. Ibid \u00e0 la p 9.<\/li>\n
            8. Ibid aux p 9-10.<\/li>\n
            9. Ibid \u00e0 la p 10.<\/li>\n
            10. Ibid \u00e0 la p 10.<\/li>\n
            11. Ibid \u00e0 la p 11.<\/li>\n
            12. 42 USC 4321 [NEPA].<\/li>\n
            13. Jordan Cove Energy Project LP, Pacific Connector Gas Pipeline LP, 154 FERC 61190 (11 mars 2016).<\/li>\n
            14. Ibid \u00e0 la p 39.<\/li>\n
            15. Ibid \u00e0 la p 43-44.<\/li>\n
            16. Sierra Club v FERC, no<\/sup> 14-1249 (circuit du DC d\u00e9pos\u00e9 le 17 novembre 2014); Sierra Club v FERC, no<\/sup> 14-1190 (circuit du DC d\u00e9pos\u00e9 le 29 septembre 2014).<\/li>\n
            17. Corpus Christi Liquefaction LLC, 149 FERC 61 238 (2014), reh\u2019g denied, 151 FERC 61 098 (2015).<\/li>\n
            18. Sierra Club v FERC, no<\/sup> 15-1133 (circuit du DC d\u00e9pos\u00e9 le 11 mai 2015).<\/li>\n
            19. Dominion Cove Point LNG LP, 148 FERC 61 244 (29 septembre 2014), reh\u2019g and motion for stay denied, 151 FERC 61 095 (4 mai 2015).<\/li>\n
            20. Earthreports Inc v FERC, no<\/sup> 15-1127 (d\u00e9pos\u00e9 le 7 mai 2015), d\u00e9cret rejetant la requ\u00eate de suspension d\u2019urgence d\u00e9pos\u00e9e le 12 juin 2015.<\/li>\n
            21. Pivotal LNG Inc, 151 FERC 61 006 (2015) \u00e0 la p 5.<\/li>\n
            22. Ibid \u00e0 la p 11-12.<\/li>\n
            23. Ibid \u00e0 la p 13.<\/li>\n
            24. Ibid \u00e0 la p 2-3 (Commissaire Bay dissident).<\/li>\n
            25. Avis de retrait de la demande, Excelerate Liquefaction Solutions (Port Lavaca I) LLC, no<\/sup> de dossier CP14-71-000 et al (3 septembre 2015).<\/li>\n
            26. Downeast Liquefaction LLC et al, Lettre au secr\u00e9taire Bose de la FERC, nos<\/sup> de dossiers PF14-19-000 et al (2 novembre 2015).<\/li>\n
            27. City of Fort Collins v Colorado Oil and Gas Association, 2016 CO 28; City of Colorado v Colorado Oil and Gas Association, 2016 CO 29; voir aussi \u00ab Colorado High Court Ban on Fracking Bans Could Set Precedent \u00bb, Law360 (10 mai 2016), en ligne : Law 360 <http:\/\/www.law360.com\/projectfinance\/articles\/794721?nl_pk=e2b345d3-2e9e-4d72-8a22-a19e4d6ba3d5&utm_source=newsletter&utm_medium=email&utm_campaign=projectfinance> [en anglais seulement].<\/li>\n
            28. 44 Fed Reg 16128 (2015); Coral Davenport, \u00ab New Federal Rules Are Set for Fracking \u00bb, The New York Times, (20 mars 2015), en ligne : New York Times <http:\/\/www.nytimes.com\/2015\/03\/21\/us\/politics\/obama-administration-unveils-federal-fracking-regulations.html> [en anglais seulement].<\/li>\n
            29. Wyoming v US Departmentof the Interior, no<\/sup> 2:14-CV-043-SWS, 2015 WL 5845145 (D Wyo 2015) [Wyoming]; voir Coral Davenport, \u00ab Judge Blocks Obama Administration Rules on Fracking \u00bb, The New York Times, (30 septembre 2015), en ligne : New York Times <http:\/\/www.nytimes.com\/2015\/10\/01\/us\/politics\/judge-blocks-obama-administration-rules-on-fracking.html> [en anglais seulement].<\/li>\n
            30. Wyoming, supra note 29 a la p 40.<\/li>\n
            31. FERC v Electric Power Supply Ass\u2019n, 577 US (2016); Pour un commentaire de cas sur cette d\u00e9cision publi\u00e9e pr\u00e9c\u00e9dement dans cette publication trimestrielle voir Scott Hempling, \u00ab La Cour supr\u00eame donne son feu vert \u00e0 la r\u00e9ponse \u00e0 la demande : et maintenant? \u00bb, (2016) 4 :1 Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie 35.<\/li>\n
            32. 16 USC 79 La.<\/li>\n
            33. Administrative Procedure Act, Pub L 79-404, 60 Stat 237 (1946).<\/li>\n
            34. Electric Power Supply Ass\u2019n v FERC, 753 F (3d) 216 (ciruit DC 2014) [EPSA].<\/li>\n
            35. Demand Response Compensation in Organized Wholesale Energy Markets, d\u00e9cret no 745, 134 FERC 61 187 (2011), order on reh\u2019g, d\u00e9cret no 745-A, 137 FERC 61 215 (2011). Le d\u00e9cret exigeait que les ressources pour r\u00e9pondre \u00e0 la demande soient effectivement en mesure de fournir la r\u00e9duction all\u00e9gu\u00e9e dans la demande, que les ressources r\u00e9pondent \u00e0 des \u00ab crit\u00e8res d\u2019avantages nets \u00bb et que la commission r\u00e9glementaire d\u2019\u00c9tat applicable permette la pr\u00e9sentation d\u2019offres pour r\u00e9pondre \u00e0 la demande dans un march\u00e9 de gros organis\u00e9.<\/li>\n
            36. Ibid \u00e0 la p 18.<\/li>\n
            37. Voir ibid \u00e0 la p 19 (\u00ab Lorsque la FERC r\u00e9glemente ce qui se passe sur le march\u00e9 de gros, dans l\u2019ex\u00e9cution de son obligation d\u2019am\u00e9liorer comment le march\u00e9 fonctionne, alors peu importe l\u2019effet sur les tarifs au d\u00e9tail, \u00a7824(b) [de la FPA] n\u2019impose aucune interdiction \u00bb [Traduction]).<\/li>\n
            38. Ibid \u00e0 la p 15.<\/li>\n
            39. Ibid aux p 26-27.<\/li>\n
            40. Federal Power Commission v Southern California Edison Company, 376 US 205 (1964).<\/li>\n
            41. Voir Robert R. Nordhaus, \u00ab The Hazy Bright Line: Defining Federal and State Regulation of Today\u2019s Electric Grid \u00bb (2015) 36 Energy Law Journal 203.<\/li>\n
            42. EPSA, supra note 34 slip op \u00e0 26.<\/li>\n
            43. Hughes v Talen, 578 US (2016).<\/li>\n
            44. Ibid \u00e0 la p 12.<\/li>\n
            45. Ibid \u00e0 la p 3.<\/li>\n
            46. Ibid (Sotomayor, J, concordant).<\/li>\n
            47. Electric Power Supply Association v FirstEnergy Solutions Corp., d\u00e9cret rejetant la plainte, 155 FERC 61 101 (2016); Electric Power Supply Association v AEP Generation Resources Inc, d\u00e9cret rejetant la plainte, 155 FERC 61 102 (2016). Les d\u00e9crets infirmaient les renonciations d\u2019abus d\u2019affili\u00e9 qui avaient permis \u00e0 FirstEnergy et APE d\u2019\u00e9viter d\u2019avoir \u00e0 prouver que les AAE \u00e9taient \u00e0 des prix concurrentiels, soit en pr\u00e9sentant des preuves que les acheteurs non affili\u00e9s \u00e9taient dispos\u00e9s \u00e0 payer des prix similaires pour la m\u00eame production ou que des producteurs non affili\u00e9s ont effectu\u00e9 des ventes \u00e0 des prix similaires.<\/li>\n
            48. Dodd-Frank Wall Street Reform and Consumer Protection Act, Pub L no 111-203, 124 Stat 1376 (2010).<\/li>\n
            49. 81 Fed Reg 14966 (2016) (sera codifi\u00e9 sous 17 CFR section 32); voir US Commodity Futures Trading Commission, News Release, PR7343-16, \u201cCFTC Approves Final Rule to Amend the Trade Option Exemption by Eliminating Certain Reporting and Recordkeeping Requirements for End-Users\u201d (16 mars 2016) en ligne: CFTC <http:\/\/www.cftc.gov\/PressRoom\/PressReleases\/pr7343-16>.<\/li>\n
            50. Forward Contracts with Embedded Volumetric Optionality, Final Interpretation,80 Fed Reg 28239 (2015).<\/li>\n
            51. 7 USC \u00a7\u00a7 1 et seq [CEA].<\/li>\n
            52. 81 Fed Reg 635 677 (2016); 80 Fed Reg 74915 (2015).<\/li>\n
            53. 80 Fed Reg 58365 (2015).<\/li>\n
            54. Federal Energy Regulatory Commission, 2015 Report on Enforcement, no de dossier de la FERC AD07-13-009 (19 novembre 2015), en ligne : FERC < http:\/\/ferc.gov\/legal\/staff-reports\/2015\/11-19-15-enforcement.pdf> [en anglais seulement]. Le rapport procure une transparence et une orientation suppl\u00e9mentaires pour les entit\u00e9s r\u00e9glement\u00e9es et le public.<\/li>\n
            55. Voir 16 USC \u00a7 824v(a) (2012); 15 USC \u00a7 717c-1 (2012).<\/li>\n
            56. Berkshire Power Company LLC, 154 FERC 61 259 (2016).<\/li>\n
            57. 18 CFR \u00a7 1c.1 (2015).<\/li>\n
            58. 18 CFR \u00a7 35.41 (a), (b).<\/li>\n
            59. 42 USC \u00a7 701.<\/li>\n
            60. Maxim Power Corporation, 15 FERC 61094 (2016).<\/li>\n
            61. 18 CFR 35.41(b) (2015).<\/li>\n
            62. FERC v Maxim Power Corporation, no 15-cv-30113 (D Mass).<\/li>\n
            63. BP America Inc, 152 FERC 63 016 (2015); BP America Inc, 144 FERC 61 100 (2013).<\/li>\n
            64. Lincoln Paper & Tissue LLC, 144 FERC 61 162 (2013); Competitive Energy Servs LLC, 144 FERC 61 163 (2013); Richard Silkman, 144 FERC 61 164 (2013).<\/li>\n
            65. \u00ab R\u00e9ponse \u00e0 la demande \u00bb s\u2019entend d\u2019une r\u00e9duction dans la consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 des clients par rapport \u00e0 leur consommation anticip\u00e9e \u00e0 la suite d\u2019une augmentation du prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ou de primes de performance visant \u00e0 les inciter \u00e0 consommer moins d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/li>\n
            66. Petition for an Order Affirming the Federal Energy Regulatory Commission\u2019s 29 ao\u00fbt 2013, Order Assessing Civil Penalty Against Lincoln Paper and Tissue LLC, FERC v Lincoln Paper & Tissue LLC, no 1:13-cv-13056-DPW (D Mass) (2 d\u00e9cembre 2013).<\/li>\n
            67. Requ\u00eate de CES et de Richard Silkman pour rejeter la plainte, FERC v Lincoln Paper & Tissue LLC, no 1:13-cv-13056-DPW (D Mass) (19 d\u00e9cembre 2013); requ\u00eate de Lincoln Paper and Tissue LLC pour rejeter la plainte, FERC v Lincoln Paper & Tissue LLC, no 1:13-cv-13056-DPW (D Mass) (14 f\u00e9vrier 2014).<\/li>\n
            68. M\u00e9moire et d\u00e9cret concernant les requ\u00eates pour rejeter la plainte, FERC v Lincoln Paper & Tissue LLC, no<\/sup> 1:13-cv-13056-DPW (D Mass) (11 avril 2016). Le d\u00e9cret contenait des jugements favorables \u00e0 l\u2019Application de la FERC quant \u00e0 la loi sur la prescription, \u00e0 la renonciation \u00e0 toute d\u00e9fense et tout argument non soulev\u00e9 au cours du processus d\u2019imposition de la sanction de la Commission, \u00e0 l\u2019applicabilit\u00e9 de la r\u00e8gle anti-manipulation aux individus et \u00e0 l\u2019avertissement suffisant des conduites frauduleuses qui sont proscrites. La Cour n\u2019a pas fourni les clarifications recherch\u00e9es quant \u00e0 la port\u00e9e du contr\u00f4le de novo au titre de la FPA.<\/li>\n
            69. Barclays Bank PLC, 144 FERC 61041 (2013).<\/li>\n
            70. Avis de requ\u00eate et requ\u00eate en irrecevabilit\u00e9, FERC v Barclays Bank PLC, no 2:13-cv-02093-TLN-DAD (ED Cal) (16 d\u00e9cembre 2013). La requ\u00eate soulevait un certain nombre de questions de droit importantes concernant l\u2019autorit\u00e9 de la FERC de maintenir l\u2019ordre dans les march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Par exemple, la requ\u00eate faisait valoir que les transactions concern\u00e9es ne relevaient pas de la comp\u00e9tence de la FERC parce qu\u2019il s\u2019agissait de transactions \u00e0 terme de marchandises relevant de la comp\u00e9tence exclusive de la CFTC en vertu de la CEA et parce qu\u2019elles ne donnaient pas lieu \u00e0 des activit\u00e9s concr\u00e8tes de livraison ou de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, ce qui, selon le demandeur, serait requis pour la comp\u00e9tence de la FERC aux termes de la FPA.<\/li>\n
            71. D\u00e9cret, FERC v Barclays Bank PLC, no 2:13-cv-02093-TLN-EFB (ED Cal) (20 mai 2015). La Cour a jug\u00e9, entre autres, que la p\u00e9tition de la FERC n\u2019\u00e9tait pas assujettie \u00e0 la loi sur la prescription, que la FERC avait ad\u00e9quatement \u00e9tabli sa comp\u00e9tence en vertu de la FPA, que les transactions en cause ne relevaient pas de la comp\u00e9tence exclusive de la CFTC, que les personnes sont des \u00ab entit\u00e9s \u00bb assujetties \u00e0 la r\u00e8gle anti-manipulation et que les transactions de march\u00e9s libres peuvent comprendre de la manipulation.<\/li>\n
            72. FERC v Barclays Bank PLC, no 15-17251 (9e circuit) (8 mars 2016).<\/li>\n
            73. Re PJM Up-to-Congestion, Order Approving Stipulation and Consent Agreement, 14 FERC 61088 (2015) au para 3.<\/li>\n
            74. Powhatan Energy Fund LLC, 149 FERC 61 261 (2014).<\/li>\n
            75. FERC, Staff Notice of Alleged Violations (5 ao\u00fbt 2014), en ligne : FERC <http:\/\/ferc.gov\/enforcement\/alleged-violation\/notices\/2014\/houlian-08-05-2014.pdf> [en anglais seulement]. (L\u2019Application all\u00e8gue que la transaction principale a cr\u00e9\u00e9 \u00ab des millions de m\u00e9gawattheures de transactions compensatoires \u00bb entre les m\u00eames deux points de transaction, avec les m\u00eames volumes et pour les m\u00eames heures, afin d\u2019annuler les cons\u00e9quences financi\u00e8res de tout \u00e9cart entre les points et de saisir des paiements d\u2019exc\u00e9dents de pertes marginales du PJM).<\/li>\n
            76. Voir FERC Office of Enforcement (bureau de l\u2019Application de la FERC), Preliminary Findings of Enforcement Staff\u2019s Investigation of Powhatan Energy Fund LLC (9 ao\u00fbt 2013), en ligne : FERC <http:\/\/ferclitigation.com\/wp-content\/uploads\/0005-FERC-Preliminary-Findings-August-9-2013-2002899_1.pdf> [en anglais seulement].<\/li>\n
            77. Voir Powhatan Energy Fund LLC, FERC vs Powhatan Energy Fund LLC (derni\u00e8re consultation le 18 mai 2016), en ligne : <http:\/\/ferclitigation.com> [en anglais seulement].<\/li>\n
            78. FERC v Powhatan Energy Fund LLC, no 3:15-cv-00452 (ED Va).<\/li>\n
            79. City Power Marketing LLC and K. Stephen Tsingas, 152 FERC 61012 (2015).<\/li>\n
            80. FERC v City Power Marketing LLC, no 15-cv-01428 (DDC).<\/li>\n
            81. NERC, Canada (derni\u00e8re consultation le 18 mai 2016), en ligne : <http:\/\/www.nerc.com\/AboutNERC\/keyplayers\/Pages\/Canada.aspx> [en anglais seulement]<\/li>\n
            82. CAISO, 149 FERC 61 189 (2014); Southern California Edison Co, 149 FERC 61 061 (2014); Western Area Power Authority-Desert Southwest, 149 FERC 61 157 (2014); Western Electricity Coordinating Council, 151 FERC 61 175 (2015).<\/li>\n
            83. Panther Energy Trading and Michael J. Coscia, dossier CFTC no 13-26 (22 juillet 2013).<\/li>\n
            84. Voir United States v Coscia, no 14-cr-00551 (ND Ill).<\/li>\n
            85. Communiqu\u00e9 de presse du DOT des \u00c9tats-Unis, \u00ab DOT Announces Final Rule to Strengthen Safe Transportation of Flammable Liquids by Rail \u00bb (1er mai 2015), en ligne : Transportation.gov <https:\/\/www.transportation.gov\/briefing-room\/final-rule-on-safe-rail-transport-of-flammable-liquids> [en anglais seulement].<\/li>\n
            86. Pub L no 94-163, 89 Stat 871.<\/li>\n
            87. La r\u00e8gle d\u00e9finitive a \u00e9t\u00e9 publi\u00e9e dans le registre f\u00e9d\u00e9ral en octobre 2015. 80 Fed Reg 64662 (23 octobre 2015).<\/li>\n
            88. EPA, \u00ab Oil and Natural Gas Sector: Emission Standards for New, Reconstructed, and Modified Sources \u00bb (12 mai 2016), en ligne : EPA <https:\/\/www3.epa.gov\/airquality\/oilandgas\/may2016\/nsps-finalrule.pdf> [en anglais seulement].<\/li>\n
            89. Ibid \u00e0 la p 31; voir aussi EPA, \u00ab Overview of Greenhouse Gases \u00bb, en ligne : EPA <https:\/\/www3.epa.gov\/climatechange\/ghgemissions\/gases\/ch4.html> [en anglais seulement].<\/li>\n
            90. La NYPSC a regroup\u00e9 ses d\u00e9crets de la REV ici : DPS-Reforming the Energy Vision, en ligne : Governement of New York State <http:\/\/www3.dps.ny.gov\/W\/PSCWeb.nsf\/All\/C12C0A18F55877E785257E6F005D533E?OpenDocument> [en anglais seulement].<\/li>\n
            91. New York Public Service Commission, \u00ab Resolution Accepting Draft Generic Supplemental Environmental Impact Statement as Complete \u00bb (24 f\u00e9vrier 2016), en ligne : Government of New York State : <http:\/\/documents.dps.ny.gov\/public\/Common\/ViewDoc.aspx?DocRefId=%7b3998B18C-D493-447B-8E28-6067D0CFF8B5%7> [en anglais seulement].<\/li>\n
            92. Re Third-Party Provision of Ancillary Services; Accounting of Financial Reporting for New Electric Storage Technologies, 144 FERC 61056 (2013).<\/li>\n
            93. Stats 2010, ch 469.<\/li>\n
            94. Order Instituiong Rulemaking to consider policy and implementation refinements to the Energy Storage Procurements Framework and Design Program ( D.13-10-040, D.14-10-045) and related Action Plan of the California Energy Storage Roadmap, CPUC, R\u00e8glementation 15-03-011, en ligne: CPUC <http:\/\/docs.cpuc.ca.gov\/PublishedDocs\/Efile\/G000\/M157\/K541\/157541764.PDF>.<\/li>\n
            95. Cal Pub Util Code \u00a7 353.5.<\/li>\n
            96. Cal Pub Util Code \u00a7 769(c).<\/li>\n
            97. Order Instituting Rulemaking to Create a Consistent Regulatory Framework for the Guidance, Planning and evaluation of Integrated Distributed Energy Resources, CPUC, R\u00e8glementation 14-10-003 (2 octobre 2014), en ligne: CPUC <http:\/\/docs.cpuc.ca.gov\/PublishedDocs\/Efile\/G000\/M158\/K886\/158886810.PDF>.<\/li>\n
            98. AB 327, An Act to Amend Sections 382, 399.15, 739.1, 2827, and 2827.10 of, to amend and renumber Section 2827.1 of, to add Sections 769 and 2827.1 to, and to repeal and add Sections 739.9 and 745 of, the Public Utilities Code, relating to energy, 2013-2014, Reg Session, Cal 2013 (adopt\u00e9).<\/li>\n
            99. Decision Adopting Successor Tariff to Net Energy Metering Tariff, CPUC, D\u00e9cision 16-01-044 (28 janvier 2016).<\/li>\n
            100. SB 793, Green Tariff Renewables Program, 2015-2016 Reg Sess, Cal, 2015 (adopt\u00e9).<\/li>\n
            101. SB 374, Revises Provisions Relating to Energy, 78e Legislature, Rev Session, Nev, 2015 (adopt\u00e9).<\/li>\n
            102. D\u00e9cret Re: NV Energy et de Sierra Pacific Power Applications, nos<\/sup> 15-0741 et 15-0742 (23 d\u00e9cembre 2015).<\/li>\n
            103. Dossier 15-07041, lettre d\u2019avis no 453-R \u00e0 2 (30 d\u00e9cembre 2015), 6 ROD 006938.<\/li>\n
            104. Ibid.<\/li>\n
            105. Supra note 102 \u00e0 la p 108.<\/li>\n<\/ol>\n

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