Résumé

  • Le 18 juin 2026, la FERC a ouvert six procédures distinctes au titre de la section 206 du Federal Power Act, avec un calendrier de réponse commun. Ces ordonnances préliminaires ne constituent pas un tarif national pour les grandes charges.
  • Le sursis de 90 jours accordé ensuite à NYISO montre ce qui reste à construire dans chaque région : des règles tarifaires négociées avec les propriétaires du réseau, coordonnées avec les autorités de détail, puis déposées et examinées avant leur entrée en vigueur.

Analyse

Le calendrier commun ne préjuge pas de la solution

Le 18 juin, la Federal Energy Regulatory Commission a adressé des ordonnances de mise en demeure à PJM, MISO, Southwest Power Pool, CAISO, ISO New England et au New York Independent System Operator. En vertu de la section 206 du Federal Power Act, chacun devait, avec les propriétaires de transport concernés, expliquer sous 60 jours pourquoi son tarif restait juste et raisonnable ou proposer des révisions. Les opérateurs devaient aussi remettre sous 30 jours un rapport sur la disponibilité de capacités de production suffisantes pour les grandes charges existantes et nouvelles.

Les questions posées se recoupent : délais et études de raccordement, transparence et répartition des coûts de transport, charges co-implantées avec une centrale, production derrière compteur, services adaptés aux demandes flexibles, et études des moyens de production électriquement proches des nouvelles charges. Mais la Commission a choisi six dossiers, et non un règlement tarifaire unique. Elle explique que les solutions doivent tenir compte des différences régionales.

Une procédure de mise en demeure n’est pas encore une révision tarifaire. Elle repose sur un constat préliminaire : certaines règles pourraient être injustes ou déraisonnables. L’opérateur doit répondre et peut déposer une révision tarifaire sous la section 205 ; la FERC décidera ensuite de l’accepter, de la modifier ou d’agir dans le cadre de la section 206. Dans l’intervalle, le tarif existant reste la référence opérationnelle.

Le dossier de New York fait apparaître l’étape intermédiaire

NYISO a fait valoir que ses règles de raccordement des charges et son modèle de réservation financière du transport, approuvé par la Commission, diffèrent du tarif type utilisé ailleurs. Il avait déjà engagé des travaux avec ses parties prenantes. Pour répondre à la FERC, l’opérateur devait donc élaborer des dispositions adaptées avec les propriétaires du réseau et les autres acteurs concernés.

Le 3 août, NYISO, les propriétaires de transport de l’État de New York et des propriétaires non titulaires ont demandé un sursis de 90 jours afin de préparer une ou plusieurs propositions tarifaires. La FERC l’a accordé le 14 août. Elle a fixé au 16 novembre 2026 la date des réponses à l’ordonnance et au 16 décembre celle des répliques. NYISO a indiqué vouloir déposer une révision sous la section 205 au plus tard le 16 novembre, sous réserve des votes de ses instances. Au 9 octobre, ce dépôt restait une échéance annoncée, pas un tarif accepté ou en vigueur.

Le contenu envisagé est précis : nouvelle procédure d’étude des grands consommateurs, services de transport fermes et non fermes, règles de co-implantation, protection contre le transfert de coûts, obligations opérationnelles et étude des centrales proches des charges. Les propriétaires de réseau ont aussi évoqué les modalités de recouvrement des coûts, le crédit des paiements dans leurs besoins de revenus et la coordination avec les autorités de l’État.

La frontière entre transport et vente au détail

Dans son ordonnance sur NYISO, la FERC affirme sa compétence exclusive sur les tarifs de transport relevant du droit fédéral et sur les procédures tarifaires qui les affectent directement. Les États gardent la maîtrise des ventes au détail, de la structure des tarifs de détail, de la répartition des coûts entre clients de détail, des acteurs autorisés à leur vendre l’électricité et de l’implantation des moyens de production.

La transparence n’est donc pas seulement une obligation comptable. La Commission estime que des données plus lisibles sur le coût des renforcements du réseau aideront les régulateurs des États à décider comment ces dépenses doivent apparaître dans les tarifs de détail. Les propriétaires de transport de New York ont expliqué qu’ils devaient travailler avec la New York Public Service Commission pour intégrer ses choix de répartition des coûts dans les propositions fédérales. Un tarif de transport peut établir une obligation relevant de la FERC ; il ne décide pas à lui seul de la facture finale de chaque catégorie de clients.

Quatre procédures, quatre états juridiques

L’ANOPR du dossier RM26-4 est une réflexion générale sur un éventuel règlement. Les six dossiers §206 examinent des tarifs régionaux déterminés. Une demande §205 est une proposition de révision présentée par un opérateur. Enfin, le tarif en vigueur demeure applicable jusqu’à ce que la Commission accepte une modification ou impose une autre solution. Confondre ces étapes revient à transformer une intention de dépôt en règle applicable.

La grille de lecture rejoint celle de la Note 64 de Heng Lu : réduire le socle commun à ce qui doit l’être, laisser les décisions ultérieures au niveau qui connaît et exploite le système, puis distinguer une proposition publiée d’un changement réellement adopté. L’analogie s’arrête là où commence le droit de l’énergie : les opérateurs ne peuvent pas se soustraire aux obligations fédérales en refusant simplement une proposition.

Pour l’instant, la FERC a davantage uniformisé les questions et le calendrier que les réponses. Le sursis de New York ne prouve ni l’échec du processus ni l’absence de coût lié au délai. Il montre qu’une enquête fédérale peut ouvrir une conception régionale sans fixer à l’avance le service, le partage des coûts ou la facture de détail. La comparaison entre les six régions se fera à partir des textes déposés et des décisions de la Commission, pas à partir du calendrier de juin.

Sources