Décisions

CCE, 9 décembre 2004, n° M.3440

COMMISSION DES COMMUNAUTÉS EUROPÉENNES

Décision

EDP/ENI/GDP

CCE n° M.3440

9 décembre 2004

LA COMMISSION DES COMMUNAUTÉS EUROPÉENNES,

Vu le traité instituant la Communauté européenne, vu l'accord sur l'Espace économique européen, et notamment son article 57, vu le règlement (CEE) n°4064-89 du Conseil du 21 décembre 1989 relatif au contrôle des opérations de concentration entre entreprises (1) et notamment son article 8, paragraphe 3, vu la décision de la Commission du 12 août 2004 d'engager la procédure dans la présente affaire, vu l'avis rendu par le comité consultatif en matière de concentrations entre entreprises (2), vu le rapport final rendu par le conseiller-auditeur dans la présente affaire (3), considérant ce qui suit :

1. Le 9 juillet 2004, la Commission a reçu notification, conformément à l'article 4 du règlement (CEE) n° 4064-89 ("le règlement sur les concentrations"), d'un projet de concentration par lequel les entreprises Energias de Portugal SA (4) ("EDP") et Eni Spa, par l'intermédiaire de sa filiale à 100 % Eni Portugal Investment SpA ("Eni"), entendent acquérir le contrôle en commun de l'entreprise Gás de Portugal SGPS SA ("GDP") par achat d'actions au sens de l'article 3, paragraphe 1, point b), du règlement sur les concentrations.

2. Le 12 août 2004, après avoir examiné la notification, la Commission a conclu que l'opération notifiée entrait dans le champ d'application du règlement sur les concentrations et qu'elle suscitait des doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le Marché commun. C'est la raison pour laquelle la Commission a engagé la procédure prévue à l'article 6, paragraphe 1, point c), du règlement sur les concentrations.

3. Après avoir examiné en détail le projet de concentration, la Commission estime que, malgré les engagements pris par les parties notifiantes, l'opération proposée conduirait au renforcement de la position d'EDP et de GDP respectivement sur le marché de l'électricité et sur celui du gaz au Portugal, ce qui entraverait notablement une concurrence effective dans une partie substantielle du Marché commun.

4. Le comité consultatif a examiné le projet de la présente décision le 26 novembre 2004.

I. LES PARTIES

5. EDP est l'entreprise d'électricité historique au Portugal. En cette qualité, ses secteurs d'activités principaux sont la production, la distribution et la fourniture d'électricité au Portugal. EDP contrôle également l'entreprise espagnole Hidrocantábrico (5), qui est active dans les secteurs de l'électricité et du gaz en Espagne. EDP est coté sur Euronext Lisbonne et l'État portugais détient, directement ou indirectement, environ 30 % des actions de l'entreprise.

6. ENI est une société italienne qui opère à tous les niveaux de la chaîne de fourniture et de distribution d'énergie.

7. GDP est le fournisseur historique de gaz au Portugal. L'entreprise est une filiale à 100 % de la société portugaise Galp Energia, SGPS, SA ("GALP"), actuellement contrôlée en commun par l'État portugais (6) et ENI, avec des intérêts dans les secteurs du pétrole et du gaz. GDP et ses filiales couvrent tous les niveaux de la chaîne du gaz au Portugal. Par sa filiale Transgás, GDP importe du gaz naturel au Portugal (par gazoducs et par le terminal GNL de Sinès) et est responsable du transport, du stockage et de la livraison de gaz via le réseau de gazoducs à haute pression ("le Réseau"). GDP est également actif dans le secteur de la fourniture de gaz naturel à de gros consommateurs industriels et dans celui de la conception et de l'exploitation future des premières cavernes de stockage de gaz naturel en sous-sol au Portugal. En outre, GDP, via GDP Distribuição ("GDPD"), contrôle actuellement cinq des six entreprises de distribution locales actives au Portugal.

8. Comme expliqué ci-après, Rede Eléctrica Nacional SA ("REN") n'est pas une partie notifiante pour la présente opération de concentration mais participe à la transaction globale dont cette concentration fait partie. REN est une entreprise portugaise née de l'éclatement d'EDP en 1994. REN gère actuellement le réseau électrique portugais et agit en tant qu'acheteur unique, achetant l'électricité aux producteurs et la revendant au distributeur/fournisseur pour l'approvisionnement des clients non éligibles. L'État portugais contrôle la société REN directement ou indirectement à 70 %, le reste étant détenu par EDP.

II. L'OPERATION ET LA CONCENTRATION

9. L'opération envisagée concerne la prise de contrôle en commun de GDP par EDP et ENI. Conformément aux accords d'achat d'actions conclus par les parties le 31.3.2004, la transaction est structurée en deux phases successives. Au cours de la première phase de la transaction, EDP, ENI et REN achètent en commun à GALP la totalité du capital-actions de GDP (7). La seconde phase de la transaction aura lieu au plus tard [...]* mois et [...]* jours après la première phase et consistera en l'essaimage de GDP et le transfert à REN du Réseau et, éventuellement, de [...]* (8) en échange de la participation de REN dans la société GDP.

10. Étant donné la nature purement transitoire de la première phase de la transaction, sa durée relativement courte et la situation de dissociation qui résultera de la seconde phase, la Commission considère que cette transaction complexe aboutit à deux concentrations distinctes au sens du règlement sur les concentrations : i) l'acquisition par EDP et ENI du contrôle en commun de GDP (9) et ii) l'acquisition par REN du contrôle exclusif du Réseau.

11. Comme tous les accords contraignants définissant ces transactions ont été signées par les parties le 31 mars 2004, le règlement (CEE) n° 4064-89 du Conseil s'applique à l'opération notifiée.

III. DIMENSION COMMUNAUTAIRE

12. Les entreprises concernées par l'acquisition du contrôle en commun de GDP par EDP et ENI ont un chiffre d'affaires total réalisé au niveau mondial de plus de 5 milliards d'euro (10). Le chiffre d'affaires réalisé dans la Communauté par chacune des entreprises concernées est supérieur à 250 millions d'euro, mais lesdites entreprises ne réalisent pas plus des deux tiers de leur chiffre d'affaires total dans la Communauté à l'intérieur d'un seul et même État membre.

13. L'opération notifiée a donc une dimension communautaire (11).

IV. MARCHES EN CAUSE

A. Marchés en cause dans le secteur énergétique

14. L'étude de marché a confirmé l'approche adoptée dans des décisions antérieures de la Commission (12) pour ce qui est de la séparation des marchés de l'énergie en fonction du type d'énergie. Cette étude a montré en particulier que le gaz naturel et l'électricité n'appartiennent pas au même marché de produits. Les clients ont déclaré à une majorité écrasante qu'ils n'envisageraient pas de passer du gaz à l'électricité ou vice versa même dans le cas d'une importante augmentation des prix d'une des deux formes d'énergie par rapport à l'autre. La raison invoquée était principalement le coût élevé du passage entre les deux formes d'énergie, ce qui nécessite des investissements considérables dans les applications de traitement de l'une ou de l'autre forme d'énergie.

15. Alors que le gaz et l'électricité constituent donc des marchés de produits distincts, l'étude de marché, comme expliquée en détail ci-après, a confirmé que la possibilité d'offrir aux clients à la fois de l'électricité et du gaz ("offres doubles") confère un avantage concurrentiel.

16. L'analyse qui suit concernera d'abord la définition du marché de l'électricité et ensuite celle du marché du gaz naturel. D'après des décisions antérieures de la Commission, la définition du ou des marchés de produits en cause doit tenir compte du degré existant et prévu d'ouverture de ces marchés (13). Chaque chapitre commencera donc par une analyse de l'état du processus d'ouverture des marchés de l'électricité et du gaz naturel au Portugal.

B. Les marchés de l'électricité en cause

1. Cadre réglementaire

(a) Cadre juridique actuel

17. La principale législation régissant le système électrique national portugais (Sistema Eléctrico Nacional - "SEN") a été adoptée en 1995 sous forme d'un ensemble de décrets-lois. (14) Le système électrique national est organisé en deux systèmes coexistants : le système électrique de service public "système lié" (Sistema Eléctrico de Serviço Público, "SEP") et le système électrique indépendant (Sistema Eléctrico Independente, "SEI"). Le réseau national de transport est utilisé pour les deux systèmes et exploité sous un régime de concession par Rede Eléctrica national ("REN").

18. Le SEP est un système réglementé qui couvre la production et la distribution. Il se compose de producteurs "liés" et de réseaux de distribution "liés".

19. Dans ce système, REN est l'acheteur unique d'électricité en gros. La société achète principalement de l'électricité à un groupe de centrales électriques (les "producteurs liés") sur la base d'accords d'achat d'électricité ("AAE").

20. En vertu de ces AAE, les producteurs liés s'engagent à fournir de l'électricité au SEP sur une base exclusive pour une durée de plus de 20 ans et selon une formule de prix fixe (15). La construction de ces installations de production liées n'est pas libéralisée mais est réglementée par l'État. En vertu de la législation applicable, les entreprises suivantes sont intégrées dans le SEP : EDP (par l'intermédiaire de Produção et Companhia EDPS Portuguesa de Produção de Electridade), Tejo Energia (16), et Turbogás (17). La plus grande partie de l'électricité au Portugal (83 % en 2003) (18) est fournie sur la base de ces AAE conclus entre REN et les producteurs d'électricité.

21. L'électricité achetée par REN est ensuite revendue au distributeur réglementé, qui est contrôlé par EDP sur la base d'un système tarifaire réglementé. Les tarifs réglementés sont fixés par le régulateur portugais du secteur de l'énergie, ERSE (Entidade Reguladora do Sector Energético).

22. Le système indépendant (SEI) se compose du système non lié (Sistema Eléctrico Não Vinculado, "SENV"), qui fonctionne dans des conditions de marché libre (c'est-à-dire la majeure partie de cette électricité est finalement vendue aux clients qui sortent du système réglementé) et du système du régime spécial (Productores em regime especial, PRE), dans lequel l'électricité produite par les centrales de production combinée, les installations hydroélectriques de très petite taille et d'autres installations utilisant des sources d'énergie renouvelables, telles que l'énergie éolienne, est fournie à REN aux tarifs réglementés.

23. Les clients éligibles sont libres de choisir leur fournisseur d'électricité et peuvent donc acheter l'électricité dans le SEP aux tarifs réglementés ou dans le SENV (la fourniture étant assurée par un détaillant libre aux conditions du marché). Le seuil minimal d'éligibilité des clients a été progressivement réduit. Jusqu'à la fin de 2003, les clients éligibles étaient ceux reliés au réseau de moyenne, haute et très haute tension (tension supérieure à 1 kV) et représentaient 44,7 % du total de la consommation d'électricité en 2003. En 2004, le groupe des clients éligibles a d'abord été élargi à certains clients basse tension. Au 1er juillet 2004, le degré d'ouverture atteignait donc environ 54 % de la consommation. En vertu du décret-loi du 17 août 2004, tous les clients sont finalement éligibles. (19)

(b) Modification du cadre réglementaire existant

24. Le cadre réglementaire existant est en cours de modification.

25. En 2003 (20), le Gouvernement portugais a établi des règles générales en vue de mettre fin aux AAE. Il est maintenant en train de renégocier ces accords avec les producteurs liés, y compris sur la question de l'octroi d'une compensation. Sous ce régime, en raison de la suppression des AAE, les producteurs jusqu'ici liés ne devront plus vendre leur électricité à un acheteur unique (REN). Ils pourront toutefois se faire indemniser pour la perte de revenu résultant de la différence entre les prix fixes initialement prévus dans les AAE et le futur prix du marché (réel ou attendu) de l'électricité. Toute la capacité de production précédemment liée sera alors disponible sur le marché de gros libéralisé.

26. Le 5 avril 2004, le Gouvernement portugais a notifié ce système à la Commission, conformément aux règles en matière d'aides d'État établies par le traité CE, dans la mesure où il impliquera l'octroi de compensations pour les coûts échoués encourus par les producteurs liés. Depuis lors, la Commission a pris une décision formelle approuvant le système proposé (21).

27. La législation mentionnée plus haut prévoit également un certain nombre d'innovations dans l'organisation du marché de gros de l'électricité : i) un marché de gros organisé qui recevrait des offres de fourniture des producteurs et d'acteurs externes; ii) détaillants réglementés et détaillants libres qui achèteront l'électricité sur le marché de gros organisé ou directement aux producteurs sur la base de marchés de gré à gré; iii) acteurs externes spécialisés dans l'importation et l'exportation d'électricité. REN abandonnera alors son rôle d'acheteur exclusif d'électricité. Ces modifications du système actuel ne sont pas encore mises en œuvre parce qu'il faut d'abord mettre fin aux AAE.

28. Le projet de marché ibérique de gros de l'électricité est à l'étude depuis plusieurs années. En 2001, un protocole de collaboration signé par les gouvernements du Portugal et d'Espagne fixait initialement la date de commencement à janvier 2003. L'accord le plus récent a été conclu par les autorités espagnoles et portugaises en janvier 2004 et prévoyait que le marché ibérique de l'électricité devait être mis en œuvre à partir du 20 avril 2004. Cet accord stipule que le commerce de l'électricité doit avoir lieu de l'une ou l'autre des manières suivantes : des contrats bilatéraux entre producteurs, détaillants et consommateurs; un marché au comptant organisé; un marché des produits financiers dérivés. Cet accord prévoit aussi un seul opérateur du marché (l'Opérateur du marché ibérique, OMI).

29. Le système à mettre en place s'inspirerait du modèle espagnol, dans lequel le commerce de gros de l'électricité a lieu sur l'ensemble du marché de gros dit organisé ou sur l'ensemble du "marché libre". Sur le premier de ces marchés, les producteurs et d'autres acteurs offrent l'électricité à un pool qui est géré par deux organismes de réglementation : le gestionnaire du marché (Compañia Operadora del Mercado Español - OMEL) et le gestionnaire du système (Red Eléctrica de España - REE). Sur le "marché libre" (ou marché OTC), des accords bilatéraux sont conclus entre des acteurs libres, sous réserve de notification à OMEL et REE.

30. En octobre 2004, les Gouvernement portugais et espagnol ont signé un nouvel accord qui fixe une nouvelle date pour le lancement du MIBEL (30.6.2005). Cependant, comme il sera expliqué en détail ci-après, d'importantes incertitudes subsistent quant à la création réelle du MIBEL et à son efficacité, étant donné les multiples reports de date et les nombreuses questions réglementaires importantes qui doivent encore faire l'objet d'un accord et être harmonisées (organisation du marché, gestion du système, scission du marché et contraintes de transport, etc.) avant que le MIBEL puisse devenir effectif.

2. Marchés de produits dans le secteur de l'électricité

(a) Généralités

31. Dans des décisions antérieures concernant le secteur de l'électricité, la Commission estimait qu'il convient de faire une distinction entre les marchés de produits suivants :

i) production et offre d'électricité sur le marché de gros,

ii) transport,

iii) distribution,

iv) offre d'électricité au détail,

v) éventuellement, la prestation de services d'équilibrage/ajustement. (22)

32. La Commission a également fait la distinction entre marchés de produits pour les grands clients (industriels) et pour les petits clients (ménages et petites entreprises). (23)

33. Tenant compte des particularités des marchés portugais et du cadre concurrentiel/réglementaire, comme expliqué plus loin, la Commission a conclu qu'il faut effectivement faire une distinction entre les quatre marchés mentionnés ci-dessus. En ce qui concerne l'offre au détail, la Commission a également constaté que les grands clients industriels (haute tension et tension moyenne) constituent un marché distinct de celui des clients plus petits (basse tension).

(b) Réseaux de transport et de distribution

34. En ce qui concerne l'exploitation et la gestion du réseau haute tension ("transport") et du ou des réseaux de plus basse tension ("distribution"), la Commission a constaté régulièrement que ces activités constituent des monopoles naturels et qu'aucune concurrence n'a lieu à ce niveau. Si des entreprises possédaient des réseaux de distribution dans différentes parties du pays, on a constaté que ces activités ne se chevauchent pas, étant donné que chacun de ces réseaux constitue un marché distinct, car, pour tout client donné, la distribution par un réseau de distribution ne peut pas être remplacée par la distribution par un autre réseau.

35. Ces marchés ne sont pas concernés par l'opération proposée. Au Portugal, le réseau de transport a déjà fait l'objet d'une séparation juridique et est géré par REN, le gestionnaire du système de transport portugais. Les réseaux de distribution sont détenus par EDP et les municipalités, et ils sont gérés par EDP Distribuição Energia SA ("EDPD"), filiale d'EDP. L'accès au réseau de transport et aux réseaux distribution est réglementé par le régulateur portugais (ERSE).

36. Outre l'accès, qui est réglementé, un autre aspect important du réseau qui concerne la concurrence sur les marchés de l'électricité est la capacité disponible de ce réseau, et notamment la capacité d'interconnexion entre pays voisins, en l'occurrence le Portugal et l'Espagne.

37. Les parties conviennent que, aux fins de l'appréciation de l'opération en question, l'un des marchés de produits en cause est le marché de gros de l'électricité (24). Dans des décisions antérieures, la Commission a estimé que la production et l'offre en gros d'électricité constitue un marché de produits distinct. (25) Il englobe la production d'électricité dans les centrales électriques ainsi que l'électricité importée physiquement via les interconnections en vue de sa revente aux détaillants. Comme dans d'autres États membres, quelques très gros consommateurs d'électricité peuvent aussi décider d'acheter directement sur le marché de gros (en Espagne, ils représentent moins de 5 % des achats sur le marché de gros).

38. L'étude de marché de la Commission a confirmé qu'il existe au moins un marché de gros de l'électricité distinct au Portugal. L'analyse de ce marché doit tenir compte du niveau d'ouverture du secteur de l'électricité au Portugal. À cet effet, il convient de faire une distinction entre la structure actuelle du secteur de l'électricité et la structure qui devrait bientôt être en place après la résiliation des AAE (26).

39. Dans la structure actuelle, la majeure partie du marché est approvisionnée par le système réglementé (SEP), c'est-à-dire en vertu d'AAE exclusifs entre REN et les producteurs d'électricité. La part du SEP dans la production portugaise totale, plus les importations, était d'environ 80 % en 2003. Environ [70-80]* % de cette offre AAE provient d'EDP, les [20- 30]* % restant étant partagés par deux autres entreprises, Tejo Energia et Turbogás (27).

40. En dehors du système AAE, il existe un autre segment de l'offre en gros qui n'est pas soumis aux prix du marché. Il s'agit du segment des producteurs de "régime spécial" (PRE), composé d'installations de production combinée, d'énergie éolienne et d'autres énergies renouvelables. L'électricité produite est vendue à REN à des tarifs réglementés définis par l'ERSE (28). On a récemment enregistré une croissance de ce segment, qui représentait 8 % du total de l'offre en gros d'électricité au Portugal en 2003. Les parties estiment que le segment PRE ne devrait pas être considéré comme un marché distinct, étant donné qu'il restera un marché réglementé.

41. Le troisième segment de l'offre en gros correspond au système non lié (SENV), qui fonctionne dans des conditions de marché libre. L'énergie commercialisée dans le SENV représentait près de 14 % de la consommation totale d'électricité au Portugal en 2003 et cette part devrait augmenter à l'avenir. Elle peut être vendue pour la consommation dans le SENV ou dans le SEP. En effet, les distributeurs liés raccordés au réseau haute et moyenne tension peuvent acquérir jusqu'à 8 % de leur consommation sur le marché libéralisé (appelé "parcela livre").

42. Ce segment se compose i) d'électricité portugaise produite en dehors des AAE et des PRE (c'est-à-dire la production "non liée"), et ii) d'électricité importée d'Espagne. Aujourd'hui, EDP est le seul producteur dans le SENV. Bien que les importations soient actuellement la principale source d'électricité pour le SENV, la part de la production devrait encore augmenter en raison de la mise en service, au début de 2004, de la nouvelle centrale à gaz d'EDP dans le Ribatejo ("TER"), qui, une fois qu'elle sera entièrement opérationnelle, représentera [10- 20]* % de la capacité totale de production du Portugal et produira environ [5000-6000]* GWh/an, soit environ [10-20]* % de la consommation d'électricité actuelle du Portugal.

43. Les principaux clients du marché de gros (tant dans le SEP que dans le SENV) sont REN et les filiales d'EDP. REN achète toute l'énergie produite en vertu des AAE et importe une certaine quantité d'énergie, le tout étant consommé dans le système public SEP (plus de 85 % des achats). Les filiales d'EDP achètent de l'énergie, d'une part, pour la consommation dans le système réglementé SEP (plus de [0-10]* % des achats) et, d'autre part, pour les clients d'EDP sur le marché ouvert SENV ([0-10]* % des achats). Les autres acheteurs représentent une part négligeable. EDP et des entreprises espagnoles importent une certaine quantité d'Espagne.

44. Après la résiliation des AAE, qui devrait avoir lieu à la fin de 2004 ou au début de 2005, la taille globale du marché de gros de l'électricité ne changera pas par rapport à la taille actuelle du marché tout inclus (y compris les AAE et les PRE). Toutefois, les relations contractuelles et le mécanisme d'établissement des prix changeront considérablement pour les générateurs liés, c'est-à-dire les générateurs liés par les AAE. Toute la production précédemment liée sera alors disponible sur le marché de gros ouvert, qui englobera par conséquent, du côté de l'offre, la totalité de la capacité de production portugaise ainsi que les importations en provenance d'Espagne. Les producteurs devront se livrer à la concurrence pour acquérir des parts de marché.

Côté demande, en raison de la restructuration du secteur de l'électricité, le rôle d'acheteur d'électricité pour le SEP passera de REN au détaillant réglementé, une filiale d'EDP (EDPD), qui achètera l'énergie sur le marché libéralisé. D'autres acheteurs du côté de la demande seront les entreprises fournissant de l'électricité à leurs clients dans le système ouvert SENV. Il n'est pas exclu qu'un petit nombre de très grands clients industriels seront également présents en tant qu'acheteurs sur ce marché de gros.

45. En revanche, la résiliation des AAE ne devrait pas avoir un impact significatif sur les conditions de production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelables, à savoir les PRE. Ce type d'électricité devrait continuer à être acheté aux producteurs au prix réglementé par un fournisseur réglementé et incorporé dans le système réglementé. En outre, la majeure partie de cette énergie ne peut pas être appelée mais est produite indépendamment de la demande sur le marché (par exemple, énergie éolienne; cogénération, qui dépend des besoins de vapeur de l'industriel. Ceci peut être fait par REN, comme c'est le cas aujourd'hui, ou par le détaillant régulé désigné, EDP). Quoi qu'il en soit, cela signifie que la production dans le système PRE ne n'exercera pas de pression sur les prix des différents acteurs du marché de gros, même après la résiliation des AAE.

46. Compte tenu de ces éléments, la question se pose de savoir si la définition du marché en cause devrait englober les segments réglementés du marché (SEP, qui pourrait bientôt être libéralisé par la résiliation des AAE, et PRE) ou si elle devrait être restreinte à sa partie libéralisée (SENV).

47. Selon des décisions antérieures de la Commission, le marché de produits en cause doit normalement être considéré dans le contexte du segment libéralisé du marché.

48. D'une part, on assiste actuellement au Portugal à la naissance d'un marché de gros libéralisé qui se compose essentiellement, du côté de l'offre, de la capacité de production portugaise sur le marché libre et de l'électricité importée et, du côté de la demande, des entreprises approvisionnant les clients sur le marché libre et des entreprises locales de distribution achetant de l'électricité en dehors du système public, mais pour la consommation dans le système public. D'autre part, il y a le secteur réglementé composé du système PRE et de la production "liée" par les AAE avec REN en tant qu'acheteur unique; ce segment n'appartient pas encore au même marché que le marché de gros libéralisé.

49. Les parties estiment cependant que, en raison de la résiliation anticipé des AAE et de la fin de la relation exclusive entre REN et certains producteurs, il n'y aura plus de système réglementé sur le marché de gros. En conséquence, ils considèrent qu'une séparation entre le système libéralisé et le système réglementé n'est pas justifiée lorsqu'on examine le marché de la production/de gros. La Commission estime que, à partir de la résiliation des AAE, le marché de gros au Portugal s'élargira, englobant l'offre d'électricité autrefois produite dans le cadre des AAE. Par conséquent, l'évaluation se concentrera sur ce marché de gros élargi.

50. Il convient de noter que les parties n'ont pas contesté la définition de marché de produits décrite ci-dessus dans leur réponse à la communication des griefs.

(d) Courant d'ajustement et services auxiliaires

51. Dans des décisions antérieures, on a estimé qu'il est judicieux de présumer l'existence d'un marché de produits distinct pour le courant d'ajustement, car celui-ci ne peut pas être facilement remplacé par d'autres quantités d'électricité offertes sur le marché de gros. (29)

52. Il convient de noter qu'outre les activités d'offre qui peuvent être nécessaires pour remédier à une situation de saturation du réseau, les fournisseurs doivent ajuster l'électricité qu'ils fournissent à la demande réelle (par opposition à la demande escomptée) de leurs clients. Si la demande d'un client est supérieure à ce que le fournisseur a prévu (et dépasse donc la quantité d'énergie qu'il a achetée sur le marché de gros ou qu'il peut produire lui-même), deux options sont envisageables : ce fournisseur peut corriger l'écart lui-même ou il doit se procurer le service d'ajustement auprès quelqu'un d'autre, par exemple le gestionnaire du système de transport, qui à son tour se procure l'énergie requise pour assurer ce service dans le pool ou grâce à d'autres contrats avec des producteurs qui doivent rester en "stand-by" (ou il s'arrange pour que certains consommateurs d'électricité s'abstiennent de consommer).

53. Ce service répond à une nécessité technique, étant donné que le gestionnaire du système de transport doit veiller à ce que la tension du réseau se maintienne dans une fourchette très étroite. En cas de surconsommation, la tension du réseau baisserait, ce qui pourrait provoquer par endroits des problèmes de stabilité du réseau. Un problème se pose également en cas de sous-consommation, car la tension du réseau augmente alors au-dessus d'un seuil de tolérance acceptable et le gestionnaire du système de transport doit veiller à ce qu'une partie de la capacité de production soit arrêtée ou qu'un certain niveau de consommation soit ajouté.

54. Ce service doit être payant et il faudra généralement payer une "amende" si la demande d'un client est supérieure (ou inférieure) au niveau prévu qui correspond à la quantité que chaque fournisseur achète sur le marché de gros ou prévoit de produire lui-même et qu'il doit communiquer à l'avance au gestionnaire du système de transport.

55. Au Portugal, ce service, ainsi que d'autres services auxiliaires semblables (services de gestion des situations de saturation), sont actuellement fournis par REN à tous les acteurs du système (30). REN achète toute la capacité ou énergie nécessaire dans le SEP dans le cadre des accords actuellement en vigueur. Par conséquent, il ne semble pas y avoir déjà un marché établi pour ces services au Portugal. Toutefois, il est probable que, après la résiliation des AAE, ce marché émergera, car tous les producteurs précédemment liés ne devront plus vendre leur électricité à REN. Aux fins de la présente décision, la définition exacte de ce marché émergent, ou de ces marchés émergents, peut toutefois être laissée en suspens.

(e) Offre de détail d'électricité

Description de la vente d'électricité au détail au Portugal

56. L'offre d'électricité au détail implique la vente d'électricité au consommateur final.

57. Au Portugal, le marché de détail de l'électricité est divisé dans en segments : le segment réglementé (SEP) et le segment déréglementé (SENV). En 2003, la vente d'électricité au détail constituait un marché de 40,9 TWh, dont 4,0 TWh étaient déréglementés (SENV) et 36,9 TWh étaient réglementés (SEP).

58. L'offre d'électricité dans le SEP est une activité réglementée supervisée par le régulateur national et peut être effectuée seulement par le détenteur d'une licence (pour la distribution à haute et moyenne tension) ou d'une concession (basse tension à un niveau local). Les clients du SEP sont approvisionnés par le détaillant réglementé, c'est-à-dire les entreprises de distribution actuelles (des entreprises qui agissaient jusqu'à présent à la fois comme distributeurs et comme fournisseurs d'électricité (31)), qui sont approvisionnées uniquement par REN et par le parcela livre. EDP, par l'intermédiaire de sa filiale EDPD, est le distributeur unique au niveau de la haute et moyenne tension et assure, presque exclusivement, la fonction de distribution locale d'électricité. En 2003, les ventes d'EDPD représentaient ainsi [90- 100]* % des ventes dans l'ensemble du système national d'électricité (SEN).

59. La fourniture d'électricité aux clients éligibles dans le SENV est assurée par les détaillants libres. Les détaillants approvisionnent ces clients sur la base des contrats bilatéraux et, à cet effet, ils ont accès au réseau de distribution. Il y a actuellement trois grands opérateurs : EDP, qui représente [60-70]* % de l'électricité vendue au détail aux clients dans le SENV, Endesa (dans le cadre d'une entreprise commune appelée Sodesa) et Iberdrola, qui représentent 20-30 % et 5-10 % respectivement. (32)

60. Au 30.6.2004, la consommation par les clients qui sont déjà éligibles représentait 54 % de la consommation portugaise d'électricité vendue au détail (33). Le 17 août 2004 a été adopté un décret-loi (décret-loi 192-2004) qui stipule que tous les clients au Portugal sont désormais éligibles. Tous les clients devront choisir entre rester sur un marché réglementé (avec des prix réglementés) ou passer au marché libre.

Les marchés de produits en cause

61. Les parties estiment que, aux fins de l'appréciation de l'opération en cause, la fourniture d'électricité au détail devrait être considérée comme un marché distinct du marché de gros (34).

62. Elles mentionnent le fait que de nombreux clients sont à présent éligibles au Portugal et auront la possibilité de s'approvisionner dans le système libéralisé au lieu du système réglementé. Cependant, elles ne se sont pas prononcées sur la question de savoir s'il existe un marché pour tous les clients éligibles ou seulement un marché pour les clients éligibles qui sont effectivement passés au marché libre. Dans le cas de l'Espagne, elles citent des points de vue qui font état de l'existence de deux marchés distincts pour ces deux groupes de clients. (35)

63. L'étude de marché a clairement indiqué que le système réglementé et le système non réglementé sont dans le même marché : les clients choisissent librement d'être dans le système réglementé ou dans le système non réglementé en fonction du prix et des conditions en vigueur dans chaque système. Le passage d'un système à l'autre n'est pas coûteux pour les clients. Dès lors, il a été confirmé que non seulement des clients sont passés au marché non réglementé, mais aussi que des clients du marché non réglementé sont repassés au marché réglementé. Les fournisseurs d'électricité en sont parfaitement conscients et proposent par conséquent sur le marché non réglementé des conditions s'inspirant des catégories tarifaires du marché réglementé. (36) La Commission estime dès lors que tous les clients éligibles devraient être pris en considération, indépendamment de la question de savoir s'ils sont sur le marché réglementé ou sur le marché non réglementé.

64. L'étude de marché a confirmé qu'il faut faire une distinction entre deux groupes principaux de clients : i) les grands clients industriels qui sont raccordés aux réseaux haute tension (HT (37)) et moyenne tension (MT) et ii) les clients industriels plus petits, les clients commerciaux et les clients résidentiels qui sont raccordés au réseau basse tension (BT (38)).

65. La distribution et la fourniture de haute et moyenne tension sont effectués par EDPD, qui est la seule entreprise d'électricité ayant obtenu une licence pour exercer cette activité. À l'inverse, la distribution de basse tension relève de la responsabilité communale et peut être effectuée par les communes, des entreprises ou des coopératives locales dans le cadre de concessions à long terme. EDPD détient la plupart des concessions communales. Le marché pour les clients HT et MT a été progressivement libéralisé et l'est entièrement depuis 2003. La libéralisation du marché pour les clients BT a commencé au début de 2004 et s'est achevée le 17.8.2004 avec l'adoption du décret-loi 192-2004. En 2002, selon EDP (39), il y avait 109 clients HT, 20 377 clients MT et 5,6 millions de clients BT. En termes de consommation, la ventilation de ces groupes de clients était la suivante : 4 271 GWh (40) pour la HT, 11 186 GWh pour la MT et 19 410 GWh pour la BT.

66. Les clients HT/MT et les clients BT sont très différents en ce qui concerne leur consommation et les conditions auxquelles ils achètent l'électricité : en 2003, la consommation moyenne des clients BT était de 3,5 MWh (41) tandis que celle des clients HT/MT atteignait 750 MWh. Les prix payés sont également très différents : en 2003, dans le système réglementé, les clients BT ont payé environ 120 euro/MWh (42). En revanche, le prix moyen payé par les clients MT/HT était de 63 euro/MWh. La structure des tarifs est également différente : les clients HT et MT partagent les mêmes formules sur les mêmes périodes de l'année ou du jour (avec des coefficients différents pour tenir compte de la différence de tension); elles comprennent un terme fixe et des redevances pour la capacité, l'énergie active et l'énergie réactive. Les tarifs BT sont beaucoup plus simples en ce qui concerne la formule (capacité et énergie active seulement) et les périodes, qui sont beaucoup moins nombreuses (et uniquement à l'intérieure d'une journée). Les profils de consommation sont aussi très différents : la consommation des grandes entreprises industrielles est très stable dans le temps, avec une diminution de la charge pendant le week-end. À l'inverse, la demande des clients plus petits, tels que les clients commerciaux et les ménages, est très variable au cours de la journée.

67. Les relations commerciales sont également très différentes. Les clients MT et HT sont en majeure partie de grands clients industriels pour lesquels l'électricité peut représenter une partie importante de leurs coûts. La demande d'électricité dans ce cas est souvent en rapport avec le fonctionnement d'applications spécialisées, c'est-à-dire des procédés consommant de grandes quantités d'électricité. D'autre part, ils disposent généralement d'un service d'achat, c'est-à-dire des ressources nécessaires pour étudier soigneusement les offres commerciales qu'elles reçoivent et pour comparer les conditions. Ces clients sont plus sensibles aux prix, demandent des solutions personnalisées aussi parfaitement adaptées à leurs besoins que possibles et utilisent des services d'audit pour optimiser leur facture d'énergie. En particulier, ils peuvent avoir besoin de solutions de comptage fréquent et précis afin d'obtenir des informations sur la consommation en vue de la prise de décisions. Ils changent plus facilement de fournisseur. En conséquence, les vendeurs s'occupent en général individuellement de ces grands comptes.

68. Au contraire, la plupart des clients BT sont de petits clients industriels, des clients commerciaux ou des ménages (avec une grande prépondérance des ménages en termes de nombre et de volume de consommation), dont la consommation d'électricité par client est assez limitée en volume. L'électricité ne représente pas nécessairement un facteur important dans le total de leurs dépenses. Ils ont généralement des ressources plus limitées pour comparer les conditions proposées par les différents fournisseurs. Ils préfèrent généralement des conditions standard et simples (prix fixes, par exemple) qui leur permettent de limiter les ressources nécessaires pour l'achat d'électricité sans perdre de vue le niveau des coûts. Ces clients sont moins sensibles aux prix et changent moins facilement de fournisseur. Ces petits clients sont servis selon une approche de commercialisation de masse, afin de répartir le coût de captation et de service des clients et parce que la sensibilisation du client semble être plus efficace avec des méthodes de marketing moins directes telles que la publicité de masse et les stratégies de marque. Dans ce contexte, la familiarisation avec la marque est l'un des attributs les plus importants dans la tarification.

69. La différence entre ces deux types de clients est attestée par les taux de changement de fournisseur observés sur d'autres marchés de l'électricité en Europe. Les estimations de la DG TREN (43) concernant les taux de changement de fournisseur par les grands clients industriels, d'une part, et les petits clients commerciaux et résidentiels, d'autre part, sont les suivantes pour l'année 2002 : Autriche 15 % et 5 %, Allemagne 20 % et 5 %, Irlande 20 % et 2 %. (44) En Espagne, le taux de changement de fournisseur au cours du premier semestre de 2004 était beaucoup plus élevé dans le cas des clients MT/HT (56 %) que dans celui des clients BT (6 %). (45)

70. Cette distinction entre les petits clients et grands clients commerciaux se reflète dans l'approche commerciale d'EDP. [...]* (46)

71. Enfin, cette approche correspond également à l'organisation et l'approche de marketing des entreprises concurrentes. Endesa explique comme suit (en résumé) les distinctions importantes faite entre les clients haute et moyenne tension, d'une part, et les clients basse tension d'autre part :

HT : pour les clients haute et moyenne tension, les conditions de concurrence sont assez semblables. Les clients ont un pouvoir de négociation et participent normalement à plusieurs réunions avec le personnel de vente avant de signer un contrat de fourniture. Les clients haute et moyenne tension sont davantage influencés par les prix et les marges par unité sont plus faibles. Ces clients demandent des produits et des services personnalisés (par exemple, portefeuille de gestion, services à valeur ajoutée).

BT : les clients basse tension reçoivent des offres standard, sont contactés par télémarketing et ont un moindre pouvoir de négociation que les deux autres groupes. Le changement de fournisseur par les clients basse tension est plus difficile parce que leurs dépenses d'électricité sont moins élevées et il est donc nécessaire de faire un important effort de communication et de promotion pour motiver ces clients à changer de fournisseur. Pour ce groupe, il existe des barrières spéciales à l'entrée sur le marché : stratégies de marque, systèmes d'information coûteux, centres d'appel, etc. (47)

72. Enfin, il convient de noter que les parties n'ont pas contesté les définitions de marché de produits décrites ci-dessus dans leur réponse à la communication des griefs.

73. Au vu de ce qui précède, les marchés d'électricité au détail suivants seront pris en considération aux fins de la présente décision : i) la fourniture d'électricité aux grands clients industriels (haute et moyenne tension) et ii) la fourniture d'électricité à de plus petits clients industriels, commerciaux et résidentiels (basse tension).

3. Marchés géographiques de l'électricité

74. Les parties notifiantes estiment que la portée géographique du marché de gros coïncide avec la péninsule ibérienne, tandis que pour l'offre au détail, le marché géographique en cause pourrait être considéré comme étant de dimension nationale (48).

(a) Réseaux de transport et de distribution

75. Comme mentionné précédemment, chaque réseau de transport et de distribution constitue un marché géographique en soi.

(b) Vente d'électricité en gros

76. Dans les décisions antérieures de la Commission, le marché géographique en cause pour l'offre d'électricité en gros était considéré comme ne dépassant pas les frontières nationales (49). Même en ce qui concerne les pays nordiques, où l'intégration des marchés semble être la plus avancée dans l'UE, la Commission a jusqu'ici exprimé des doutes quant à l'existence de marchés plus vastes que les marchés nationaux. (50) Néanmoins, les parties estiment que le marché en cause pour l'offre d'électricité en gros couvrira la péninsule ibérique à court terme en raison des accords politiques conclus entre les gouvernements espagnol et portugais en janvier et en octobre 2004, accords qui prévoient la création du MIBEL et l'augmentation planifiée de la capacité d'interconnexion entre le Portugal et l'Espagne.

77. Sur la base de l'étude approfondie effectuée par la Commission, on peut conclure 1) que le marché en cause est actuellement de dimension nationale et 2) qu'il est très peu probable que, malgré l'accord politique conclu par les gouvernements espagnol et portugais, il atteindra une dimension ibérique dans un proche avenir.

Actuellement, le Portugal constitue de toute évidence un marché géographique distinct

78. En ce qui concerne la situation actuelle, l'étude de la Commission a confirmé que le marché de gros de l'électricité au Portugal est de dimension nationale non seulement parce qu'il existe toujours des différences substantielles entre l'Espagne et le Portugal en ce qui concerne le cadre réglementaire et les règles de fonctionnement des marchés, mais aussi parce que le niveau actuel d'interconnexion est tout à fait insuffisant pour l'établissement d'un marché unique dans la péninsule ibérique.

Le niveau actuel d'interconnexion entre l'Espagne et le Portugal n'est pas suffisant pour considérer qu'il existe un marché unique dans la péninsule ibérique.

79. Dans des décisions récentes concernant les marchés de l'électricité en Espagne (51), la Commission avait déjà estimé que la capacité d'interconnexion limitée entre l'Espagne et le Portugal empêchait, entre autres, l'émergence d'un marché vraiment ibérique. Cela a été confirmé une nouvelle fois à la fin de l'année dernière par les régulateurs espagnol et portugais, selon lesquels "le niveau actuel d'interconnexion entre les deux pays n'est pas suffisant pour intégrer complètement les systèmes des deux pays" (52). En fait, les niveaux d'interconnexion entre l'Espagne et le Portugal restent insuffisants pour permettre un flux d'électricité significatif entre les deux pays.

80. En 2003, les importations en provenance de l'Espagne servaient principalement à approvisionner le marché de gros libéralisé. Ces importations représentaient environ 9 % du total de l'offre en gros au Portugal. (53)

81. Comme le montre le tableau ci-dessous, sur la base de chiffres fournis par les parties, la capacité d'interconnexion de l'Espagne vers le Portugal représentait seulement 7-13 % de la capacité requise en période de pointe au Portugal en 2003.

82. En outre, il convient de noter que le niveau d'interconnexion entre l'Espagne et le Portugal dépend de la charge interne dans chaque système national. Des charges accrues dans les systèmes nationaux, notamment en période de demande élevée, peuvent avoir tendance à limiter le niveau d'interconnexion disponible et réduire ainsi le rôle des importations au Portugal. Par conséquent, en cas de crête de demande, le niveau d'interconnexion commercialement disponible est en moyenne inférieur aux chiffres indiqués dans ce tableau (qui sont des valeurs moyennes).

83. Au cours du premier semestre de 2004, des situations de saturation (55) sont survenues entre l'Espagne et le Portugal en moyenne pendant 25 % du temps, avec une augmentation de 50 % en mai et juin. (56) En juillet, le pourcentage de saturation a même atteint 66 %. (57) En août, les situations de saturation sont survenues 47 % (58) du temps. CNE, le régulateur espagnol du secteur énergétique, considère que les situations de saturation entre l'Espagne et le Portugal sont actuellement presque permanents. (59) Il est évident que ce niveau de saturation n'est pas compatible avec le principe d'un marché ibérique.

Ces niveaux de saturation ne sont pas dus à des circonstances exceptionnelles et continueront probablement de se produire dans un proche avenir.

84. Comme indiqué plus haut, le niveau de saturation au cours des premiers mois de 2004 était de l'ordre de 25 %. Il convient de souligner qu'un niveau de saturation de 25 % est déjà extrêmement élevé : pour un acteur sur le marché de l'électricité souhaitant importer de l'électricité (comme Iberdrola ou Endesa, qui comptent exclusivement sur les importations pour approvisionner les clients au Portugal), cela signifie qu'une fois sur quatre il ne pourra pas importer les quantités qu'il a prévu d'importer pour approvisionner ses clients et qu'il ne pourra pas prévoir exactement le moment où la situation de saturation surviendra. Ce niveau de saturation est beaucoup plus élevé que les niveaux enregistrés dans le Nord Pool, qui sont de l'ordre de 0 à 7 %.60

85. En outre, des niveaux de saturation plus élevés ont même été observés au cours des mois suivants de l'année 2004 (jusqu'à 66 %). Plusieurs facteurs peuvent expliquer cette augmentation. D'abord, comme les parties l'ont souligné dans leur réponse à la décision prise en vertu de l'article 6, paragraphe 1, point c), le niveau d'interconnexion baisse encore en été : en raison des températures plus élevées, la capacité disponible dans les lignes subit une réduction pouvant atteindre 20-25 %. Ensuite, comme l'indique le graphique ci-dessous, les importations d'électricité en provenance d'Espagne ont sensiblement augmenté au cours des dernières années, mais sont maintenant fortement limitées par les interconnexions.

86. Ces importations devraient continuer à augmenter dans le proche avenir, dans les limites étroites imposées par les interconnexions. Ainsi, au cours des premières semaines de juillet 2004, le pourcentage de saturation des interconnexions a atteint 77 %. Les parties font valoir que "le pourcentage de saturation de 77 % des interconnexions au cours des 19 premiers jours de juillet [2004] doit être considéré comme un cas exceptionnel" en raison de la "dynamique conjoncturelle du marché" et "dans une moindre mesure, une année 2004 plus sèche que 2003" (62). La Commission observe toutefois que le niveau de saturation suit une tendance ascendante globale comme décrit ci-dessus. En conséquence, et cela se comprend, les niveaux moyens de saturation sur une base mensuelle ont été plus faibles dans le passé. Néanmoins, des situations de saturation sont survenues un tiers du temps sur une période comparable en 2003 (juillet). Elles ont atteint 44 % du temps en octobre 2003. Bien que ces niveaux de saturation (entre un tiers et la moitié du temps) soient inférieurs à ceux observés en 2004, ils sont totalement incompatibles avec l'idée d'un marché de l'électricité unique entre l'Espagne et le Portugal.

La résiliation des AAE ne modifiera pas les niveaux d'importation/saturation

87. La résiliation des AAE, qui devrait avoir lieu en 2005, semble peu susceptible d'avoir une incidence notable sur les importations en provenance d'Espagne et donc sur les situations de saturation. Les parties ont expliqué les situations de saturation comme suit : "Étant donné que la majeure partie de la capacité de production d'EDP est liée aux AAE et que, sous ce régime, EDP n'est pas en mesure de contrôler ses installations et de produire directement en fonction de ses besoins, EDP doit également importer de l'électricité afin de satisfaire la demande SENV comme les autres des acteurs du marché, comme Endesa et Iberdrola" (64). Cependant, cette situation a déjà changé depuis janvier 2004, lorsque la nouvelle centrale TGCC d'EDP a commencé à produire de l'électricité pour les clients d'EDP sur le marché libéralisé. Néanmoins, les situations de saturation ont continué à augmenter, passant de 25 % au début de l'année à 66 % (65) en juillet 2004.

88. Dans leurs réponses à la communication des griefs (66), les parties considèrent que i) le rôle de REN ainsi que ii) l'approvisionnement du SENV et du "parcela livre" (67) devraient être pris en considération lors de l'évaluation de la résiliation des AAE. En ce qui concerne le rôle de REN, les parties soulignent que REN importe et exporte actuellement des quantités importantes d'électricité entre l'Espagne et le Portugal. Après la résiliation des AAE, REN cessera d'être l'acheteur unique et donc d'importer/exporter de l'électricité. Toutefois, dans la même partie de la réponse, les parties soulignent également que "ces échanges représentent une utilisation structurelle de l'interconnexion" et qu'ils "seraient probablement maintenus après la résiliation des AAE, mais effectués par d'autres opérateurs sur le marché".

89. En ce qui concerne le second point, les parties soulignent que, dans le cadre réglementaire actuel, l'offre d'énergie dans le SENV ne peut pas reposer sur la capacité de production du SEP, mais seulement sur la production non liée et sur les importations. Les parties font valoir qu'après la résiliation des AAE, les fournisseurs SENV auront accès à des sources d'approvisionnement autres que les importations et EDP n'importera plus d'électricité pour approvisionner le système réglementé (par l'intermédiaire du parcela livre). En conséquence, il en résulterait des répercussions sur les importations. Cependant, la Commission ne pense pas que les modifications décrites ci-dessus conduiront à des modifications notables de la structure des importations.

90. Premièrement, la majeure partie de la capacité de production qui sera disponible pour approvisionner les clients SENV après la résiliation des AAE appartient à EDP : il est peu probable que les concurrents d'EDP décident de ne plus importer l'électricité qu'ils produisent en Espagne et de se rendre ainsi dépendants des capacités d'EDP. En second lieu, la mise en service de la première unité TER, dont EDP est propriétaire, au début de cette année donne des indications sur l'impact possible des AAE en ce qui concerne le parcela livre. TER est la première, et jusqu'ici la seule, installation de production importante qui est apparue dans le système non lié et qui peut être utilisée pour approvisionner le SENV. La première unité TER peut produire près de [...]* GWh par mois. Quant au parcela livre, il représente environ [...]* GWh par mois, comme l'expliquent les parties dans leur réponse. Par conséquent, comme ce sera le cas après la résiliation des AAE, le lancement de la première unité TER au début de 2004 permet déjà à EDP de ne pas utiliser des importations pour approvisionner le parcela livre. Cela n'a toutefois pas abouti à une baisse des importations ou des niveaux de saturation au cours de l'année 2004. Par conséquent, bien que la résiliation des AAE entraîne des modifications du cadre réglementaire, il est très peu probable qu'il aura un impact notable sur le niveau des importations ou des situations de saturation.

Écarts de prix entre l'Espagne et le Portugal

91. La Commission a également analysé les différences de prix de gros entre l'Espagne et le Portugal. En Espagne, les prix de gros sont ceux du pool espagnol. Au Portugal, l'accès à ces prix n'est pas aussi direct qu'en Espagne, car le marché est lié à 90 % par les AAE et il n'y a pas de pool. Toutefois, REN, en tant qu'acheteur unique, est tenu d'appeler toutes les capacités de production liées dans le SEP (soit plus de 95 % du marché de gros au Portugal). Chaque installation a un certain coût variable, que REN paye dans l'ordre de préséance économique portugais. En conséquence, REN essaie de faire correspondre l'offre à la demande toujours au plus faible coût et calcule le prix marginal du système heure après heure, en fonction des installations qui ont été appelées et de l'installation qui est l'installation marginale (c'est-à- dire celle qui fixe le prix du système). REN a communiqué à la Commission le prix marginal du système (68) ainsi que le prix dans le pool espagnol que REN paierait s'il décidait d'importer de l'électricité du pool (il comprend les frais de transport payables au gestionnaire du réseau électrique espagnol, REE).

92. La comparaison des prix entre l'Espagne et le Portugal sur une base horaire entre janvier 2001 et août 2004 indique qu'il y a une faible corrélation entre ces prix et que les écarts fluctuent fortement. Le graphique ci-dessous montre le pourcentage de temps pendant lequel le prix au Portugal était entre x % et x %+10 % plus élevé que le prix en Espagne. X varie entre -40 % et +40 %. Ce graphique permet de conclure notamment (en ajoutant les pourcentages des trois premières et des trois dernières colonnes) que les deux prix diffèrent de plus de [20;30]* % pendant [50;60]* % du temps.

93. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties ne contestent pas que le marché de gros de l'électricité est actuellement de dimension nationale et le restera dans un proche avenir. Il est hautement improbable que le marché de gros de l'électricité sera effectivement de dimension ibérique dans un proche avenir

94. Bien qu'actuellement il ne soit pas possible de considérer que le marché en cause est de dimension ibérique, les parties soulignent qu'il convient d'adopter une "approche de marché transitoire" (69) qui tient compte des modifications futures qui, à leur avis, vont inévitablement se produire dans le cadre de la création du MIBEL.

95. Selon la communication de la Commission sur la définition du marché en cause aux fins du droit communautaire de la concurrence (70), "un processus d'intégration du marché qui mènerait, à court terme, à des marchés géographiques élargis peut donc être pris en considération lors de la définition du marché géographique aux fins d'évaluer des concentrations et des entreprises communes". En particulier, "une situation où des marchés nationaux ont été artificiellement isolés les uns des autres en raison de l'existence de barrières législatives qui ont été maintenant levées, mènera généralement à une évaluation prudente des preuves passées concernant les prix, les parts de marché ou les tendances d'échanges" (71).

96. En conséquence, dans le cadre des discussions ayant lieu entre les gouvernements portugais et espagnol concernant la création du MIBEL, la Commission a procédé à une analyse approfondie des différents éléments portés à sa connaissance, afin de déterminer s'il existe une probabilité suffisante que ce processus conduise à court terme à un marché géographique élargi.

97. Dans des décisions antérieures, la Commission avait déjà considéré que, malgré l'existence d'un accord politique, "l'émergence d'un marché véritablement ibérique sera encore entravée dans les années à venir par la capacité d'interconnexion limitée entre l'Espagne et le Portugal et, en outre, dépendra de la mise en œuvre progressive d'un certain nombre d'étapes successives qui comprennent non seulement des mesures techniques sur les réseaux électriques et les interconnexions, mais aussi la suppression d'obstacles réglementaires et administratifs et l'harmonisation des méthodes de fonctionnement et de gestion des gestionnaires des systèmes" (72).

98. Pour les raisons énoncées ci-après, plusieurs éléments montrent que l'intégration effective des marchés portugais et espagnol de gros de l'électricité est encore loin d'être certain et ne permettent pas de supposer, aux fins de l'appréciation de l'opération de concentration, qu'il existera un marché ibérique à court terme.

Il faut encore lever de nombreux obstacles réglementaires importants avant que le MIBEL puisse être mis en place.

99. Lors de l'étude de la Commission, de nombreux répondants ont souligné que l'une des étapes décisives d'une intégration future des marchés portugais et espagnol de l'électricité est l'établissement d'un cadre réglementaire commun et d'un cadre commun pour le fonctionnement du marché (gestion coordonnée des deux systèmes d'électricité, marchés de gros à terme et au compte unifiés).

100. Il convient de rappeler d'abord que, jusqu'à présent, l'établissement du MIBEL ne constitue en soi qu'une première étape sur la voie de la création d'un marché ibérique de gros de l'électricité.

101. En outre, il a été reporté à plusieurs reprises. Ainsi, en 2001, le protocole de collaboration signé par les gouvernements du Portugal et d'Espagne fixait initialement la date de commencement à janvier 2003. Par la suite, un autre accord, conclu en janvier 2004, a reporté la date initiale à avril 2004. À son tour, cette nouvelle date a été reportée par la suite. Sur ce point, les parties reconnaissent en effet que l'entrée en vigueur effective du MIBEL a été retardée, mais estiment que "le retard est purement temporaire" (73). Pour sa part, le ministre portugais de l'Économie a souligné que les dates initialement prévues par le Gouvernement précédent semblaient plutôt optimistes (74).

102. Les parties font valoir que, en tout état de cause, "ce report a des conséquences limitées puisqu'il n'a pas empêché chacun des gouvernements de continuer à adopter la législation nationale." (75) Toutefois, peu de textes législatifs spécifiques ont jusqu'à présent été adoptés au Portugal en ce qui concerne l'entrée en vigueur du MIBEL. Les seuls décrets-lois mentionnés par les parties, qui ont été adoptés depuis que les deux gouvernements ont signé l'accord de 2004, sont des décrets-lois concernant l'extension des critères d'éligibilité à tous les consommateurs, c'est-à-dire concernant la mise en œuvre de la législation communautaire plutôt que l'établissement du MIBEL.

103. Ces retards successifs et l'absence de la législation nationale nécessaire pour une mise en place effective du MIBEL sont dus au fait que de nombreuses questions d'ordre réglementaire restent à aborder dans les discussions entre les gouvernements, avant qu'une harmonisation effective soit possible sur la base de la législation nationale dans chaque pays.

104. En fait, pour le moment, l'accord de janvier 2004 entre les gouvernements espagnol et portugais n'a portait que sur certaines questions générales. Les parties expliquent que cet accord prévoit les innovations suivantes : i) le commerce d'électricité dans le MIBEL devrait avoir lieu soit dans le cadre de contrats bilatéraux entre les producteurs, les détaillants et les consommateurs finaux, soit sur un marché au comptant, dont le fonctionnement s'inspirerait de celui du pool espagnol, et sur un marché des produits financiers dérivés; ii) un seul opérateur du marché devrait être mis en place d'ici le 20 avril 2006 en fusionnant l'opérateur du marché espagnol (actuellement dénommé OMEL) et l'opérateur du marché portugais; iii) les opérateurs autorisés à opérer dans un pays devraient automatiquement être autorisés à opérer dans l'autre; iv) un "comité des acteurs du marché" devrait être créé.

105. Ces caractéristiques restent très générales et doivent encore être mises en œuvre. Comme le gestionnaire du marché espagnol de l'électricité (OMEL) a déclaré récemment, "jusqu'à présent, les seules points examinés par les gouvernements espagnol et portugais sont des questions institutionnelles relatives aux opérateurs du marché de l'électricité (76). Selon le gestionnaire du réseau électrique espagnol (REE), il résulte aussi de cette situation que "le moment de la mise en place du MIBEL et la manière dont ils se développera sont très incertains." (77)

106. Bien que les parties concèdent qu'"il subsiste des aspects qui restent à définir", elles font valoir que ce manque d'harmonisation n'est pas suffisant pour que la dimension géographique du marché ne puisse pas être considérée comme ibérique, car "un processus d'étude et de préparation des mesures spécifiques pour contribuer à la création de cette nouvelle dimension de marché est en cours" (78).

107. Ce processus d'étude et de préparation n'équivaut pas à l'adoption effective de mesures spécifiques et, par conséquent, il n'est pas possible de considérer que, comme l'exige la communication sur la définition du marché, les "barrières législatives [...]* ont été maintenant levées".

108. En outre, l'étude de marché confirme clairement que les questions réglementaires qui restent à régler sont loin d'être minimes, mais qu'elles sont au contraire cruciales pour la mise en œuvre effective du MIBEL. Ces questions devraient faire l'objet d'un accord et être harmonisées ensuite par la législation avant que le MIBEL ne puisse réellement commencer à fonctionner.

109. Ainsi, comme l'explique l'opérateur du marché espagnol de l'électricité, OMEL, "tant qu'un certain niveau d'harmonisation n'est pas en place, le MIBEL ne peut pas commencer à fonctionner. Les tarifs, les services auxiliaires, les mécanismes d'équilibrage, la situation de REN par rapport à celles de REE et d'OMEL, toutes ces aspects doivent être harmonisés jusqu'à un degré acceptable pour que le MIBEL puisse commencer à fonctionner". (79)

110. Selon le gestionnaire du réseau électrique espagnol, REE : "Du point de vue technique et réglementaire, beaucoup de choses restent à faire. En particulier, la définition détaillée de l'environnement réglementaire dans lequel le MIBEL devrait se développer s'est avérée beaucoup plus difficile que prévu. Les réglementations de chaque côté de la frontière sont très différentes et il faudra peut-être beaucoup de temps pour combler cet écart. Les questions complexes et non résolues jusqu'à présent sont nombreuses, par exemple le rôle des contrats bilatéraux, la structure très différente des tarifs des deux côtés (80) ou la manière dont les situations de saturation devraient être gérées." (81)

111. Le régulateur portugais du secteur de l'énergie, ERSE, a largement confirmé la nécessité de modifier et d'harmoniser les législations nationales sur plusieurs aspects importants. En particulier, en ce qui concerne "le développement de la réglementation nationale nécessaire pour un bon fonctionnement du marché", ERSE déclare que : "ces règles devraient être énoncées dans la réglementation du secteur de l'électricité (le domaine de compétence d'ERSE) et elles devraient promouvoir la simplicité, la stabilité et la flexibilité des procédures. Pour atteindre cet objectif, il sera lancé un processus de révision de toute la réglementation. Dans ce processus, les points suivants devront être abordés et définis :

* Les règles régissant des relations commerciales, principalement celles qui permettent aux consommateurs de choisir leur fournisseur, les procédures permettant aux consommateurs de changer de fournisseur, les mécanismes de choix et la disponibilité des données de consommation, ainsi que les obligations du négociant réglementé vis-à-vis des consommateurs et en matière d'acquisition d'énergie électrique.

* Les tarifs applicables tant à l'accès aux réseaux et à l'approvisionnement du fournisseur réglementé, en tenant compte d'une rémunération équitable des activités et de l'absence de subventions croisées entre les activités et les groupes de consommateurs.

* Les règles d'accès aux réseaux et aux interconnexions qui comprennent les accords définissant la capacité d'interconnexion, la répartition de cette capacité entre les acteurs et la manière de résoudre les problèmes de saturations. (82)

* Les règles concernant le fonctionnement des systèmes, principalement au niveau de la planification et de la gestion coordonnée des systèmes.

[...]*

Par conséquent, les activités à développer en collaboration avec CNE peuvent être résumées comme suit.

* Élaboration de règles pour le fonctionnement du marché en tenant compte de l'accord conclu par ERSE et CNE.

* Création d'une plate-forme pour une action commune avec CNE.

* Élaboration de règles pour harmoniser les tarifs dans les deux pays.

* Élaboration de règles harmonisées pour accompagner les changements de fournisseur, y compris les spécifications techniques des équipements et systèmes de "télécomptage", les protocoles pour le comptage de la communication, la collecte et le traitement d'informations.

* Élaboration de règles concernant la définition des capacités d'interconnexion, leur répartition entre les acteurs et la manière de résoudre les problèmes de saturations en tenant compte du règlement (CE) n°1228-2003 du 26 juin 2003.

112. ERSE mentionne également d'autres questions institutionnelles et opérationnelles importantes qu'il convient d'aborder : "La création du Conseil de régulation et la définition de ses règles de fonctionnement :

* Élaboration de règles définissant les procédures pour les violations prévues par l'accord et établissant des solutions extrajudiciaires pour les conflits concernant la gestion économique et technique du système.

* Élaboration de règles pour la surveillance du fonctionnement du marché.

* Élaboration de règles pour la surveillance de la gestion technique du système de transport, principalement au niveau de la planification et de l'exploitation coordonnée des systèmes.

* Élaboration de règles pour la formulation et l'échange d'informations entre l'opérateur du marché et les gestionnaires du système électrique.

* Élaboration de règles concernant les informations à fournir aux consommateurs et aux autres acteurs du marché.

* Réalisation d'études pour la définition d'indicateurs de suivi.

* Définition de mécanismes de collecte d'informations nécessaires pour l'activité de suivi." (83) (84)

113. En outre, il est loin d'être certain que, compte tenu de la multitude des organismes publics intervenant dans le processus, tous ces obstacles pourront être facilement levés à court terme par une harmonisation des réglementations. De nombreuses questions litigieuses subsistent, ce qui rend d'autant plus incertaine la date d'entrée en vigueur effective du MIBEL.

114. Par exemple, comme l'explique OMEL, "il existe actuellement au moins cinq questions Litigieuses :

* Fonctionnement technique du système d'électricité (Espagne : basé sur le marché, Portugal : basé sur le tarif). Les contraintes techniques au Portugal avantageraient EDP aux dépens d'entreprises espagnoles ayant des clients au Portugal.

* Contrats à long terme entre EDP et REN. Il est nécessaire de veiller à ce que, lors de la résiliation de ces contrats, les conditions soient semblables et compatibles avec l'approche suivie en Espagne. En particulier, il apparaît que les coûts échoués seront compensés à un prix plus élevé au Portugal qu'en Espagne (3,6 euro par kWh). En outre, les calendriers sont différents. En Espagne, les contrats se termineront en 2007 et 55 % des coûts du passage à la concurrence ont été déjà payés. Enfin, la couverture est beaucoup plus grande au Portugal (jusqu'à 90 % de l'énergie). La différence entre les niveaux de compensation dont les sociétés portugaises et espagnoles bénéficieront au cours des prochaines années et le fait que le système de compensation portugais subsistera après la fin du système espagnol ont de toute évidence un effet dissuasif sur le lancement effectif du MIBEL par les autorités espagnoles.

* Marché gazier. Les liens entre le marché du gaz et le marché de l'électricité au niveau ibérique n'ont pas été examinés. Dans le MIBEL, "le gaz n'existe pas".

* Contrats bilatéraux. Des limitations sont nécessaires pour que le MIBEL puisse fonctionner efficacement, compte tenu des niveaux actuels de parts de marché. Sinon il n'y aurait pas de liquidité sur le marché. Par exemple, la conclusion de contrats bilatéraux ne devrait pas être permise entre les cinq plus grands acteurs. Dans le Nord Pool, il y a de nombreux contrats bilatéraux mais peu d'intégration verticale et le marché reste donc concurrentiel. L'idée du régulateur de bloquer les contrats intragroupe ne fonctionnera pas dans la pratique.

* Le rôle actuel de REN à la fois comme gestionnaire de système et comme acteur du marché est très différent de la division entre OMEL et REE en Espagne. REN est actuellement un acheteur très actif et opère en tant que courtier.

Tous ces problèmes doivent également être résolus avant le lancement du MIBEL. Les négociations sur chaque point ne progressent que lentement, voire pas du tout." (85)

115. L'étude de marché indique également qu'il y a des divergences de vues sur d'autres questions importantes, telles que le type les plus efficace de gestion des situations de saturation qui devrait être retenu. À cet égard, selon le régulateur espagnol, CNE, qui élaborerait ces règles conjointement avec ERSE, "une solution sous forme d'échanges de contrepartie n'est pas idéale, car elle pourrait comporter d'importants risques de manipulation. Le désavantage de scission du marché est que l'EDP pourra fixer le prix sur le marché portugais, comme elle la contrôle 70 % de la capacité de production et 60-70 % est nécessaires de couvrir la demande portugaise." (86)

116. Enfin, il convient de noter que, même si un accord pouvait finalement être conclu sur ces différentes questions réglementaires entre les organismes publics intervenant dans le processus, d'importantes modifications devraient encore être apportées aux législations espagnole et portugaise. Comme l'explique REE, "dans ce sens, plusieurs points importants des réglementations nationales portugaise et espagnole doivent être modifiés pour arriver au degré d'harmonisation nécessaire avant que le marché ibérique quotidien ne puisse commencer". (87).

117. Par exemple, les services auxiliaires devraient être réglementés en commun en Espagne et au Portugal, ce qui n'est pas encore le cas. Selon OMEL, "en ce qui concerne le marché des services auxiliaires, il y a des différences importantes entre l'Espagne et le Portugal. En Espagne, il existe déjà un tel marché, qui relève de la responsabilité du régulateur. Au Portugal, en revanche, les services auxiliaires sont réglementés". (88)

118. En ce qui concerne le régime d'échanges qui devrait être mis en place dans le MIBEL, la législation espagnole actuelle devrait être revue en profondeur. Comme l'explique REE, "en 2003, ERSE et CNE ont publié un modèle théorique pour le MIBEL, dans lequel les contrats bilatéraux représentaient la plupart des échanges d'électricité et le pool n'était utilisé que pour les ajustements. Si tel est le cas, cela signifie que l'organisation actuelle en Espagne doit être profondément revue, étant donné que les contrats bilatéraux sont actuellement l'exception. Cela implique également que les parties à un accord bilatéral devront aussi réserver de la capacité. Lorsqu'il s'agit de l'interconnexion entre le Portugal et l'Espagne, elles courront un risque qu'elles devront couvrir par des sources supplémentaires locales". (89)

119. Le même besoin d'harmonisation plus poussée s'appliquerait en matière de tarifs sur les marchés réglementés. REE explique comme suit l'importance de cet aspect pour le lancement effectif du MIBEL : "L'harmonisation des tarifs sur le marché réglementé est également cruciale pour le bon fonctionnement du MIBEL. [...]* Le tarif a aussi un impact important sur le taux de changement de fournisseur des clients auxquels un tarif donné s'applique. Mais les tarifs redevables par le même client tarifaire dans les deux pays sont différents et le même client aura différentes incitations à changer de fournisseur. En Espagne, par exemple, la plupart des grands clients industriels ne sont pas passé au marché libéralisé parce que les tarifs sont plus intéressants. L'harmonisation de ces tarifs est très difficile dans la mesure où i) elle exige une forte volonté politique (les tarifs constituent l'un des derniers instruments économiques pour dynamiser l'économie) et ii) elle ne peut pas avoir lieu brusquement, sinon elle peut avoir des incidences économiques dramatiques. Au Portugal, les tarifs ont été rapidement augmentés de 20 % pour certains grands consommateurs il y a deux ans, ce qui a entraîné beaucoup d'instabilité et d'incertitude pour les grands clients. Il ne s'agit cependant pas seulement d'une question de niveau de prix mais aussi de structure des tarifs. Jusqu'à présent, l'Espagne veut garder son système de "tarifs moyens", tandis que le Portugal veut garder ses "tarifs additifs". (90)

120. La dernière réunion entre les gouvernements espagnol et portugais date du 1er octobre 2004. Un nouvel accord91 a été signé, qui prévoit que le MIBEL devrait commencer le 30 juin 2005. L'accord a une durée de deux ans et doit d'abord être ratifié conformément aux dispositions nationales. Il peut être modifié à tout moment ou être unilatéralement dénoncé à la fin de cette période. Cet accord réaffirme la plupart des principes qui avaient été proposés pour le fonctionnement du MIBEL dans les accords et le protocole précédents. En outre, cet accord récent mentionne également de nombreuses questions techniques et réglementaires qui doivent être résolues avant que le MIBEL, ou certaines dispositions concernant la mise en œuvre du MIBEL, puisse véritablement commencer à fonctionner. L'accord ne fournit toutefois pas des solutions, mais fait souvent référence à d'autres accords bilatéraux qui doivent être conclus à différents niveaux, sans fournir des indications détaillées sur les solutions à trouver ou sur le calendrier de mise en œuvre. Pour certains aspects importants, aucune date n'a été fixée. Le marché du jour pour le lendemain (day-ahead market), qui devrait être géré par OMI-E, le pôle espagnol de l'OMI et successeur d'OMEL, est suspendu pour une période transitoire qui n'a pas été définie. Pour l'harmonisation des tarifs, seul un "plan" doit être présenté d'ici le 30 juin 2006. Par exemple, il est déjà clair que les gestionnaires de système resteront distincts et créeront deux systèmes indépendants et mutuellement exclusifs de services auxiliaires d'équilibrage/ajustement.

Des questions cruciales, telles que la coordination entre les gestionnaires de réseau et les dispositions qui s'appliqueront aux fournisseurs réglementés, restent non résolues. Il n'est pas encore clair comment les contrats historiques (tels que celui de REN avec Transgás/Turbogás) seront résiliés ni comment, et dans quel délai, un accord devrait être conclu sur la gestion des situations de saturation et la répartition de la capacité d'interconnexion (échanges de contrepartie, scission du marché, etc.). Il reste donc de nombreuses incertitudes quant à savoir i) si et dans quelle forme le MIBEL commencera effectivement à fonctionner le 30.6.2005 et, si tel est le cas, ii) s'il s'avérera suffisamment efficace pour conduire à un marché ibérique de l'électricité dans un proche avenir.

121. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties font valoir que la résiliation des AAE "constituait la principale condition préalable à l'établissement du MIBEL. Les parties estiment par conséquent qu'une étape importante a été franchie en ce qui concerne cette question et qu'il faut maintenant s'attendre à des progrès supplémentaires, en rapport avec le niveau élevé d'entente figurant dans l'accord d'octobre entre le Portugal et l'Espagne." (92). S'il est clair que la résiliation des AAE est une condition nécessaire pour une intégration accrue du marché (ce dont il a été tenu compte dans l'analyse de la situation de concurrence effectuée par la Commission), les observations précitées de la Commission montrent cependant que cette condition est loin d'être suffisante. Les parties n'ont pas contesté ces observations. Au contraire, EDPS déclare dans sa réponse que "les parties n'ont jamais affirmé qu'une convergence réglementaire complète aura été réalisée à la date de lancement du MIBEL" (93). EDP reconnaît également que "l'accord [du 1er octobre 2004] n'aborde pas spécifiquement toutes les questions réglementaires".

122. Il résulte de tous ces éléments que, par une analyse prospective des marchés concernés, on ne peut pas considérer, comme l'exige la communication de la Commission, que les barrières réglementaires existant toujours entre le Portugal et l'Espagne "ont été maintenant levées" et que, en conséquence, il existe "un processus d'intégration du marché qui mènerait, à court terme, à des marchés géographiques élargis".

123. Cette conclusion est renforcée par le fait, expliqué en détail ci-après, que d'autres barrières structurelles vont probablement aussi rester en place dans un proche avenir, empêchant ainsi l'établissement effective d'un marché ibérique de gros de l'électricité. Il est peu probable que le niveau projeté de capacité d'interconnexion entre l'Espagne et le Portugal permette l'intégration effective des deux marchés dans un proche avenir

124. Les parties font valoir que la capacité d'interconnexion entre l'Espagne et le Portugal sera sensiblement augmentée grâce à la construction de nouvelles lignes d'interconnexion et à la modernisation des lignes existantes.

125. En 2004 et 2005, une nouvelle interconnexion entre Alqueva et Balboa (dans l'Alentejo) devrait devenir opérationnelle et la ligne existante entre Lindoso et Cartelle (à la frontière de la Galice) sera renforcée. Selon les parties, l'effet suivant sur la capacité d'interconnexion sera le suivant.

126. Les parties affirment qu'une nouvelle hausse de la capacité d'interconnexion interviendra en 2007/2008.

127. La Commission a interrogé le régulateur portugais (ERSE) et le gestionnaire de réseau électrique portugais (REN) sur leurs estimations du futur niveau d'interconnexion. Le niveau de capacité avancé par le régulateur portugais, ERSE, (sur la base de documents de REN) dans sa réponse au questionnaire de la Commission soit se situe dans la partie basse de la fourchette, soit est sensiblement inférieur aux chiffres avancés par les parties : ERSE déclare 1 000 MW pour 2005 (parties : 1 000-1 250 MW) et 1 500 MW pour 2007/2008 (parties : 1 610-2 080 MW) (94). Enfin, le gestionnaire du réseau électrique portugais a communiqué à la Commission le 07.10.2004 la "capacité d'interconnexion commerciale réelle qui est différente des valeurs techniques maximales correspondantes, qui sont directement obtenues à partir des calculs des flux de charge".95 Cela confirme que la capacité commercialement disponible pour importer de l'électricité d'Espagne vers le Portugal se situera entre 1 440 MW et 1 530 MW en 2008.

128. En outre, pour remettre les chiffres des parties en perspective, il faut tenir compte des trois facteurs suivants : i) la comparaison avec la capacité d'importation de pays dont le marché ressemble le plus à un marché de gros plus unifié, comme celui des pays nordiques; ii) les spécificités de la production d'électricité portugaise, qui rendent probable une demande élevée d'importations en provenance d'Espagne; iii) les opinions exprimées par les acteurs du marché.

Les capacités d'importation sont sensiblement plus élevées sur des marchés plus unifiés

129. Tout d'abord, le projet de troisième rapport d'étalonnage sur la mise en œuvre du marché intérieur de l'électricité et du gaz donne les chiffres suivants pour la capacité d'importation (non pas en pourcentage de la capacité maximale, mais en pourcentage de la capacité de production)96 :

- Danemark : 51 %, Finlande : 25 %, Suède : 29 %;

- Portugal : 8 %, Espagne : 5 %.

130. Ces chiffres indiquent que la capacité d'interconnexion portugaise, même si, selon les parties, elle augmentera sensiblement entre 2004 et 2006, restera inférieure aux capacités d'interconnexion entre des pays entre lesquels la saturation se situe à un niveau comparativement faible (pays nordiques) sans que cette situation n'ait conduit jusqu'à présent à la constatation de marchés de gros de dimension supérieure à la dimension nationale. (97)

Les combinaisons de sources pour la production d'électricité en Espagne et au Portugal sont différentes et le resteront

131. Deuxièmement, on peut s'attendre à ce que la forte dépendance de la production portugaise à l'égard de l'hydroélectricité stimulera encore plus la demande d'importation (ce qui conduira toutefois à la saturation plutôt qu'à la convergence des prix) une fois que l'offre portugaise d'électricité en gros s'ouvrira plus largement à la concurrence à la suite de la résiliation prévue des AAE. Cet aspect est brièvement décrit dans les deux paragraphes suivants.

132. Les parties estiment qu'environ [40-50]* % de la capacité installée totale du Portugal dépend des conditions météorologiques, principalement les centrales hydrauliques et les éolienne. (98) Alors que la production d'hydroélectricité dans le SEP ne représentait que [10-20]* % de la production annuelle portugaise en 2002, ce pourcentage a doublé en 2003 pour passer à [30- 40]* %. (99) Lors de la sécheresse estivale, la production portugaise d'hydroélectricité baisse en général fortement et c'est à ce moment que la demande d'énergie importée est la plus élevée. En juillet 2002, par exemple, les centrales hydrauliques CPPE d'EDP n'ont fonctionné que pendant [...]* heures. Un an plus tard, en juillet 2003, ces installations fonctionnaient pendant [...]* heures. En 2003, les installations étaient en service [...]* plus longtemps qu'en 2002. Le temps opérationnel de ces mêmes installations en janvier était de [...]* heures en 2002 et de [...]* heures en 2003, soir de nouveau une variation d'environ 400 %. (100)

133. L'impact qui en résulte sur les coûts de production peut être estimé en comparant les centrales hydroélectriques dont le coût marginal est proche de zéro avec les installations dont le coût marginal est le plus élevé au Portugal, les centrales au mazout. En juillet 2002, la centrale au mazout et au gaz de Carregado a fonctionné pendant [...]* heures, contre seulement [...]* heures en juillet 2003, une année à hautes ressources hydroélectriques. La même installation a fonctionné [...]* heures en janvier 2002, mais seulement [...]* heures en janvier 2003, un mois qui a connu de fortes précipitations. Il est clair qu'au Portugal la production d'électricité était moins coûteuse en 2003 qu'en 2002. La pression sur les importations vers le Portugal viendra d'un portefeuille espagnol de production différent, avec un pourcentage nettement moins élevé d'hydroélectricité et une part substantielle d'énergie nucléaire. On peut dès lors s'attendre à ce que, particulièrement au cours des années sèches, les importations en provenance de l'Espagne augmentent sensiblement en période de demande de pointe, étant donné qu'au cours de ces périodes l'électricité devrait pouvoir être produite de façon moins chère en Espagne. La demande de capacité d'interconnexion augmentera en conséquence. Des flux de l'électricité semblables continueront aussi à se produire en période de demande en base, car en Espagne celle-ci est principalement couverte par les centrales nucléaires, dont le coût marginal est beaucoup plus bas que celui des centrales au charbon utilisées au Portugal pour la production en base.

134. À cet égard, les parties font valoir dans leurs réponses à la communication des griefs que "les combinaisons de production portugaise et espagnole convergent rapidement, ce qui réduit la capacité d'interconnexion nécessaire pour un marché entièrement intégré"(101). Cette conclusion repose principalement sur les hypothèses suivantes des parties : i) de nouvelles TGCC apparaîtront et remplaceront les installations au mazout actuelles au Portugal; ii) l'entrée en vigueur du PNA(102) prévoit des incitations supplémentaires au passage aux TGCC dans les deux pays; iii) la part de l'énergie nucléaire baissera après l'interdiction de construire de nouvelles capacités. Toutefois, comme expliqué en détail ci-après, les observations de la Commission indiquent que, indépendamment des PNA portugais et espagnol, il est peu probable que de nouvelles TGCC (à part TER et Turbogás) seront lancées au moins jusque 2010. La production des centrales nucléaires diminuera progressivement, mais seulement à long terme : aucun changement n'est attendu avant 2012 au moins(103). Par conséquent, la Commission ne partage pas la conclusion des parties quant à une "convergence rapide" des combinaisons de production entre l'Espagne et le Portugal.

Les estimations par les tierces parties des interconnexions nécessaires sont largement supérieures aux niveaux prévus en 2008

135. Troisièmement, il convient de noter que trois importants acteurs du marché ont estimé à 2 000 MW la capacité d'interconnexion qui serait nécessaire pour le fonctionnement d'un marché de gros ibérique. Cette valeur est loin d'être atteinte actuellement, ne sera pas atteinte d'ici 2006 et il est même très douteux qu'elle le soit en 2008. Il faut aussi tenir compte du fait que l'un de ces répondants a déclaré que, à long terme (après 2012), une capacité de 3 000 MW sera nécessaire. Un autre acteur du marché de l'électricité estime qu'un niveau d'interconnexion entre le Portugal et l'Espagne de l'ordre de 25 % de la consommation maximale au Portugal est le minimum nécessaire pour assurer un libre flux d'électricité entre les deux pays. Selon ce dernier, ce chiffre est une sorte de "règle générale" qui est généralement acceptée par les différents acteurs du marché de l'électricité.(104) Étant donné que la demande de pointe devrait être de l'ordre de 9 600 MW (105) en 2008, en 2008, un niveau minimal de 2 400 MW serait nécessaire.

136. Ces chiffres ont été confirmés par le gestionnaire du système électrique espagnol, qui "estime qu'un niveau d'interconnexion de 30 % de la consommation portugaise de pointe pourrait suffire pour garantir qu'EDP ne soit pas en mesure d'exercer un pouvoir de marché au Portugal. REE et REN ont essayé de pronostiquer le niveau d'utilisation des interconnexions au cours des prochaines années. Il en résulte que les situations de saturation sont susceptibles de persister à l'avenir, malgré le développement des interconnexions. Cela s'explique par le fait que les interconnexions resteront limitées (1 440 MW en été, 1 530 MW en hiver) et la demande augmente fortement. Les situations de saturation seront même plus fréquentes pendant les années sèches."(106)

137. Les parties estiment cependant que certains éléments qui figurent dans l'étude Cambridge étayent leur point de vue selon lequel le niveau des interconnexions atteindra sous peu le niveau nécessaire. (107) Elles se réfèrent à des extraits dans lesquels on affirme que "pour ce qui concerne l'électricité, les plans destinés à améliorer les systèmes de transport dans les deux pays sont bien avancés, quatre initiatives distinctes devant s'achever en 2004/5 et un renforcement supplémentaire étant prévu d'ici 2007/8. Dans le cadre d'un système avec une demande maximale de 7 GW, ces améliorations semblent être suffisantes". (108)

Les parties omettent toutefois de citer l'étude Cambridge lorsqu'elle déclare que "en attendant ces améliorations, les interconnexions ne sont pas suffisantes et sont utilisées essentiellement pour les importations. Cela signifie qu'EDP contrôlera effectivement les prix du marché de l'électricité jusqu'à cette date". (109) D'autre part, selon des données récentes, il apparaît que la demande maximale prévue pour 2008 ne sera plus de 7 GW mais de 9,6 GW (110), soit presque 40 % de plus que le chiffre utilise par l'étude Cambridge. En outre, les parties ne citent pas la conclusion de l'étude Cambridge sur la partie du rapport qui indique clairement : "Cependant, un travail important reste à faire pour réaliser l'intégration commerciale des marchés, et bien qu'il existe une volonté politique de réaliser le marché et qu'une solution aux problèmes essentiels puisse être trouvée d'ici le 20 janvier 2004, la mise en œuvre peut prendre plus de temps que prévu" (111). Cela est d'autant plus vrai actuellement parce que, comme expliqué plus ci-dessus, de nombreux problèmes clés restent à résoudre avant la mise en œuvre.

138. Outre les situations de saturation entre l'Espagne et le Portugal, il convient de noter également que les importations peuvent être limitées à cause de contraintes techniques dans le réseau national. Ainsi, CNE souligne que "des situations de saturation continueront à se produire entre l'Espagne et le Portugal et les deux marchés seront divisés une certaine partie du temps. En outre, les quantités d'électricité qui peuvent être importées dans un certain secteur peuvent aussi être réduites à cause de contraintes techniques dans le réseau national, par exemple en raison de la nécessité de maintenir la tension et de la consommation d'énergie réactive." (112)

139. Ces questions ont été également confirmées par OMEL, opérateur du marché de l'électricité espagnol. Selon OMEL et REE, en raison de contraintes techniques dans le réseau national, il semble exclu d'importer au Portugal plus de 2 000 MW d'électricité : "les augmentations prévues de la capacité d'interconnexion sont peu susceptibles de modifier le niveau de capacité [entre l'Espagne et le Portugal] de 2 000 MW [interconnexion maximale]. La raison se trouve dans le fait qu'au Portugal l'électricité est transportée sur de longues distances principalement du nord vers le sud du pays. Des flux accrus en cas d'augmentation de la capacité d'interconnexion induiraient des instabilités de transport conduisant à un effondrement de la tension. La seule solution à ce problème est la construction de centrales supplémentaires dans le sud du pays." (113) Selon les représentants d'OMEL, une capacité d'interconnexion de 2 000 MW est peut-être au-dessous du niveau nécessaire pour garantir qu'EDP ne dispose pas d'un pouvoir considérable sur le marché portugais, même en cas de succès de la mise en œuvre du MIBEL.

140. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties repoussent ces estimations (même celles des organismes de régulation) en arguant que "elles contredisent directement les informations soumises à la Commission par d'autres parties". Sur ce point, les parties citent l'exemple de Gas Natural, qui a déclaré que des niveaux d'interconnexion de l'ordre de 10 % de la demande de pointe seraient suffisants pour égaliser les prix dans les deux pays. La Commission ne partage pas le point de vue des parties selon lequel seule l'estimation de Gas Natural est fiable, et ce, pour les raisons suivantes : i) toutes les autres estimations, y compris celles fournies par des organismes de réglementation indépendants, sont tout à fait homogènes, avec une fourchette de 2 000 MW à 3 000 MW; ii) bien que le niveau d'interconnexion indiqué par Gas Natural (à savoir 800 MW) soit déjà disponible, les prix en Espagne et au Portugal sont encore loin d'être égaux ou hautement corrélés, et les situations de saturation restent fréquentes. Dans cette partie de leur réponse, les parties citent également l'avis d'Endesa. Ce dernier indique toutefois également un niveau d'interconnexion nécessaire de 2 000 MW. La Commission estime par conséquent que la réponse des parties ne réfute pas ses propres conclusions.

Discussion sur les prévisions soumises par les parties

141. Enfin, les parties ont avancé (114) des arguments concernant les flux d'électricité entre le Portugal et l'Espagne sur la base de prévisions établies par REN et REE et publiées dans une étude commune ("Previsión conjunta de la cobertura de la demanda - Periodo 2004- 2012") en décembre 2003. Sur la base des prévisions de REN/REE, elles concluent que "la capacité d'interconnexion est suffisante pour les importations/exportations prévues entre les deux systèmes et donc pour garantir un niveau minimal de saturation" (115).

142. La Commission note toutefois que, pour arriver à cette conclusion, les parties ont rebaptisé les graphiques de REN/REE "prévisions de restriction des interconnexions", (116) alors que cette étude n'indique que le transit moyen dans les interconnexions sur des périodes mensuelles. Les parties ont aussi supprimer les unités du graphique, qui auraient indiqué le niveau d'électricité effectivement transféré dans l'interconnexion ainsi que le niveau d'interconnexion escompté par REN et REE en 2008 : une capacité de transfert nette entre le Portugal et l'Espagne de l'ordre de 1 400-1 500 MW en 2008.

143. Dans les réponses à la communication des griefs, les parties estiment maintenant que les graphiques soumis à la Commission ont été copiés à partir d'un diaporama présenté par REN et qu'elles n'ont reçu aucune copie de l'étude proprement dite dans laquelle figurent ces graphiques. En ce qui concerne le titre de la diapositive, les parties expliquent que le diaporama de REN ne contenait pas de titre explicite et qu'elles ont donc composé un titre pour "refléter ce qui était considéré comme étant le contenu du graphique" (117). Cela peut expliquer pourquoi les parties ont estimé que ce graphique indiquait des niveaux de saturation (et ont tiré des conclusions sur cette base) alors qu'en réalité il s'agissait seulement de moyennes d'importation. Enfin, les parties s'excusent pour la suppression des unités du graphique (qui auraient aussi indiqué clairement que le graphique concernait les importations et non le niveau de saturation), s'agissant du "résultat d'une erreur non intentionnelle due à certaines difficultés rencontrées lors du formatage du document" (118).

144. Outre ces problèmes identifiés par la Commission, il convient de noter que, dans l'étude dont ces graphiques sont extraits, REN/REE arrivent à une conclusion très différente de celle des parties, à savoir : "i) en 2004 et 2006, la capacité d'échanges commerciaux sera utilisée presque toujours entièrement dans le sens Espagne-Portugal [c'est-à-dire des importations vers le Portugal], notamment en cas de régime sec; ii) à partir de 2008, la capacité d'échanges commerciaux sera utilisée à 100 % seulement pendant les périodes de pointe de certains mois, suite au renforcement des interconnexions prévu pour 2006 et d'un meilleur équilibre entre les coûts de production variables des systèmes portugais et espagnol, notamment en heure de pointe". (119). Les interconnexions resteront donc fortement saturées au moins jusqu'en 2008 et la saturation ne diminuera pas aux niveaux minimaux même à partir de 2008. Les périodes de pointe de certains mois ne peuvent pas être considérées comme des périodes minimales, étant donné que les pénuries d'électricité même en période de pointe relativement courte peuvent, en raison de l'inflexibilité de la demande, conduire à des différences très importantes des conditions du marché.

145. Enfin, dans l'étude originelle, REN/REE ont modélisé et simulé le transit moyen d'échanges commerciaux dans les interconnexions entre l'Espagne et le Portugal sur une base mensuelle, pour les années à venir (2004, 2006, 2008, 2010 et 2012) et pour trois régimes hydrologiques différents (normal, humide et sec). Cela signifie que les graphiques indiquent des niveaux moyens et absolument pas, contrairement à ce que les parties semblent suggérer, la fréquence des situations de saturation ou, pire, la question de savoir si des situations de saturation se produiront ou on.

146. Logiquement, plus le transit dans les interconnexions est faible par rapport à la capacité d'interconnexion, moins la survenue de situations de saturation est probable. Ces données ne permettent cependant pas de prédire la fréquence des situations de saturation à l'avenir : ces situations peuvent se produire une partie importante du temps (comme c'est le cas actuellement) et le transit moyen mensuel peut rester inférieur au niveau d'interconnexion maximal. Contrairement à ce que les parties tendent à suggérer, le fait que le transit moyen au cours d'un mois donné n'atteint pas la capacité d'interconnexion maximale peut malgré tout signifier que des situations de saturation se produisent. Dans les réponses à la communication des griefs, les parties acceptent explicitement cette conclusion.

147. Compte tenu des considérations qui précèdent, il semble très probable que les situations de saturation entre l'Espagne et le Portugal continueront d'être fréquentes [...]*. (120) EDP, en tant que principal producteur d'électricité au Portugal, est en mesure de réduire artificiellement le niveau d'interconnexion disponible pour les concurrents

148. Comme le dit OMEL "le vrai problème, en tout état de cause, est que la majeure partie de la capacité de production portugaise est concentrée dans les mains d'un seul acteur (EDP). En Espagne, en revanche, Endesa et Iberdrola sont plus dispersés sur le territoire, ce qui rend plus difficile l'exercice d'un pouvoir de marché unilatéral dans une région déterminée." (121) En fait, selon plusieurs acteurs du marché et autorités compétentes, EDP peut très facilement augmenter la probabilité de survenue de situations de saturation entre l'Espagne et le Portugal pour protéger son bastion contre l'influence des concurrents espagnols.

149. Ainsi, le régulateur du secteur de l'énergie portugais explique que "le niveau insuffisant d'interconnexion et une gestion des situations de saturation basée sur un mécanisme tel que la scission du marché, qui crée deux secteurs à prix différents, peuvent amener EDP, étant donné la taille et l'emplacement de sa capacité installée, à développer une stratégie de participation au marché afin d'exercer un pouvoir de marché et, par conséquent, d'influencer de manière décisive la formation du prix de l'électricité dans la zone de prix correspondante au Portugal". (122)

150. Divers types de comportements sont possibles. OMEL explique qu'EDP peut offrir de l'électricité à un prix élevé, provoquant ainsi d'importantes importations vers le Portugal et la survenue de situations de saturation. Comme la demande locale au Portugal doit être satisfaite par l'offre, les centrales d'EDP finiront par être appelées, mais à un prix beaucoup plus élevé que le prix du marché. Étant donné la faible élasticité de la demande, la perte de production due aux importations (jusqu'à créer une saturation) est en grande partie couverte par les prix plus élevés qui peuvent être pratiqués lorsque des situations de saturation se produisent, ce qui rend ce comportement rentable. Comme l'explique OMEL, "trois conditions préalables sont nécessaires pour provoquer une saturation : i) être présent des deux côtés du goulet d'étranglement; ii) être dominant d'un des deux côtés; iii) l'existence d'une capacité d'interconnexion restreinte. Ces conditions sont remplies en ce qui concerne EDP. En tant que propriétaire de Hidrocantábrico, elle opère des deux côtés de la frontière hispano-portugaise. Elle a une position de quasi-monopole au Portugal et la capacité d'interconnexion est bien sûr limitée. [...]* Pour mieux comprendre ce résultat, il convient de noter que ce n'est pas la part de marché qui détermine la capacité d'exercer un pouvoir de marché, mais plutôt la répartition géographique des installations de production. Une entreprise aura un pouvoir de marché considérable si tous ses biens de production sont concentrés dans une certaine région, indépendamment de sa part de marché sur le marché global." (123)

151. Selon CNE, le régulateur espagnol, "dans le contexte du MIBEL, cette capacité n'est pas modifiée et entraînerait, d'un point de vue technique, une scission du marché (si cette règle de gestion des situations de saturation est maintenue). Dans le cas d'EDP, une partie des importations suscitées par ce comportement pourrait être assurée par Hidrocantábrico, ce qui le rendrait encore plus rentable". (124)

152. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties considèrent que "tant l'avis d'OMEL [...]* que la réponse d'ERSE [...]* sont de nature purement hypothétique et ne reposent sur aucun comportement de ce type dans le passé". (125). Toutefois, la capacité d'influencer le niveau de saturation dont font état ERSE et OMEL (qui sont des organismes de régulation) est basée sur l'expérience acquise en Espagne. La raison pour laquelle ce comportement n'a pas encore été observé au Portugal est simplement le fait qu'EDP n'est pas encore autorisée à choisir les centrales devant être appelées et à quel prix (ce rôle était rempli par REN). Une fois que les AAE seront terminés, EDP reprendra à REN le rôle d'appel et décidera du prix de l'électricité qu'elle produit.

153. Vu le niveau limité des futures interconnexions et l'influence qu'EDP peut avoir sur le niveau de saturation, il semble donc raisonnablement probable que les situations de saturation continueront à se produire une grande partie du temps, conduisant ainsi à des différences de prix entre le Portugal et l'Espagne.

Les fréquentes situations de saturation créent en permanence des conditions de concurrence différentes entre l'Espagne et le Portugal

154. Dans le cadre d'un pool ibérique (comme celui prévue dans le MIBEL) où les saturations entre les deux pays sont gérées selon la méthode de la "scission du marché", les situations de saturation peuvent conduire à la création de zones de prix différentes. Dans ce cas, les prix du marché en Espagne et au Portugal seront donc d'autant plus souvent différents que les situations de saturation seront fréquentes. Comme le soulignent les parties, "il est certain que des goulets d'étranglement temporaires peuvent empêcher l'existence permanente d'une seule zone de prix". (126) Cela est également souligné par le régulateur portugais du secteur de l'énergie, ERSE : "tant que la capacité d'interconnexion ne sera pas suffisante pour intégrer entièrement les deux systèmes [d'électricité], il faudra accorder une attention particulière au pouvoir de marché existant dans chaque zone de prix". (127)

155. L'étude de marché effectuée par la Commission a cependant montré que le simple fait que des situations de saturation se produisent crée souvent des conditions de concurrence différentes au Portugal et en Espagne, même en dehors de ces périodes de saturation. En effet, chaque fois qu'une situation de saturation se produit, les acteurs du marché de l'électricité qui prévoyaient d'importer de l'électricité ne peuvent finalement en importer qu'une partie et doivent trouver la quantité restante au Portugal à bref délai. Actuellement, de l'électricité peut être acheté à bref délai auprès de REN, mais à un surcoût de l'ordre de 36 euro/MWh (prix fixé par le régulateur). Comme le prix moyen de l'électricité achetée en Espagne est du même niveau (et les prix en Espagne sont souvent plus bas qu'au Portugal), l'électricité en période de saturation peut coûter aux importateurs deux fois le prix qu'ils paient normalement. En raison de cet important surcoût et de l'imprévisibilité des situations de saturation, les risques pour les importateurs sont beaucoup plus élevés lorsqu'ils vendent de l'électricité au Portugal plutôt qu'en Espagne.

156. Une fois que les AAE et le rôle de REN en tant qu'acheteur unique seront supprimés, il est probable que les importateurs devront passer des contrats de soutien avec les producteurs locaux qui peuvent les approvisionner en électricité supplémentaire à bref délai. Il est donc possible que les importateurs devront faire appel à EDP, étant donné que la majeure partie de la capacité installée au Portugal est exploitée par cette entreprise, ce qui augmenterait le coût de l'approvisionnement en cas de situation de saturation. Cela s'applique non seulement aux importateurs achetant de l'électricité dans le pool espagnol, mais aussi aux contrats bilatéraux, comme l'explique le gestionnaire du réseau espagnol, REE : "en 2003, ERSE et CNE ont publié un modèle théorique pour le MIBEL, dans lequel les contrats bilatéraux représentaient la majorité des échanges d'électricité et le pool n'était utilisé que pour les ajustements. Si tel est le cas, cela signifie que l'organisation actuelle en Espagne doit être profondément revue, étant donné que les contrats bilatéraux sont actuellement l'exception. Cela implique également que les parties à un accord bilatéral devront aussi réserver de la capacité. Lorsqu'il s'agit de l'interconnexion entre le Portugal et l'Espagne, elles courront un risque qu'elles devront couvrir par des sources supplémentaires locales". (128)

157. Le risque de marché permanent dû aux fréquents problèmes de saturation peut être considéré comme l'une des raisons pour lesquelles les acteurs espagnols du secteur de l'électricité envisagent de construire des TGCC au Portugal. En particulier, Iberdrola a expliqué que "le marché portugais de l'électricité restera plus ou moins isolé au cours des prochaines années. C'est pourquoi Iberdrola doit être sûr de disposer de capacités de production au Portugal, notamment pour équilibrer ses besoins et maîtriser ses coûts d'approvisionnement." (129) L'importance de disposer de capacités de production au Portugal pour être un acteur compétitif à long terme est également soulignée [...]*. (130)

158. Les observations précitées de la Commission (paragraphes 154-157) concernant l'impact permanent des fréquentes situations de saturation sur les conditions de concurrence au Portugal ne sont pas contestées par les parties dans leurs réponses à la communication des griefs.

159. À la lumière de tous les éléments décrits ci-dessus, il est donc très incertain, voire exclu, que la capacité d'interconnexion nécessaire entre l'Espagne et le Portugal sera en place même d'ici 2007/2008. Pour la période immédiatement après la résiliation des AAE, c'est-à-dire 2005- 2006, on peut exclure, sur la base des informations disponibles, que la capacité d'interconnexion nécessaire puisse être atteinte. Même après la résiliation des AAE, le marché géographique en cause pour la vente d'électricité en gros restera donc de dimension nationale.

Conclusion sur la dimension géographique du marché de l'électricité en gros sur la base des éléments susmentionnés

160. Compte tenu de tous les éléments décrits ci-dessus en ce qui concerne les barrières réglementaires, la capacité d'interconnexion et le niveau de saturation, la Commission conclut que le marché de gros de l'électricité restera de dimension nationale dans un proche avenir.

Les conditions de concurrence en Espagne et au Portugal resteront probablement très différentes même après le lancement du MIBEL

161. Outre les éléments mentionnés ci-dessus, il convient de préciser qu'il est très incertain que les conditions de marché, et donc les prix, deviendront homogènes entre l'Espagne et le Portugal dans un proche avenir. Cela est dû principalement aux problèmes liés aux plans nationaux d'allocation de quotas d'émission de CO2 et au système de compensation pour les coûts échoués, comme expliqué dans les paragraphes ci-après.

162. La différence entre les conditions de concurrence dans les deux pays résultant de ces facteurs est également suffisante en soi pour qu'on puisse conclure que le marché de gros de l'électricité restera de dimension nationale dans un proche avenir.

Les plans nationaux d'allocation de quotas d'émission de CO2 (PNA) peuvent avoir des incidences importantes et différentes sur les ordres nationaux de préséance économique

163. Le parc productif et la structure de l'"ordre de préséance économique" dans les deux pays présentent des différences notables (en raison notamment de l'importante quantité d'énergie nucléaire en Espagne) qui peuvent conduire à des inégalités d'incitation à progresser vers la réalisation complète d'un marché ibérique.

164. D'autres facteurs peuvent également influencer la mesure dans laquelle les marchés de gros espagnol et portugais peuvent converger : il s'agit notamment des plans d'allocation de quotas d'émission de CO2. Ces plans, qui ont été soumis cette année, alloue aux producteurs d'électricité des quotas d'émission de CO2. Comme cette allocation est proposée par les gouvernements et approuvée par la Commission sur une base nationale, elle peut avoir un impact différent dans chaque pays sur le prix des technologies à haute émission de CO comme les centrales à charbon.

165. À cet égard, OMEL a déclaré "CTC et permis d'émission de CO2 : très critiques comme indiqué; si les deux aspects ne sont pas harmonisés, il sera très difficile pour le MIBEL de démarrer, car les distorsions pourraient être considérables". (131)

166. L'impact probable des allocations de quotas d'émission de CO2 sur la tarification a été reconnu par les parties elles-mêmes lorsqu'elles ont souligné que [...]*. (132)

167. Dans ces documents internes, EDP déclare en outre que [...]*. (133)

168. EDP reconnaît également que ces allocations peuvent conduire à des conditions de concurrence différentes en Espagne et au Portugal : [...]*.

(134)

169. Dans une autre présentation, EDP a donné des indications quant à l'impact quantitatif possible des allocations de quotas d'émission de CO2 sur les prix d'électricité. EDP évalue cet impact sur la base de différentes hypothèses de prix d'une tonne d'émission de CO2. Au milieu de la fourchette de prix indiquée sur cette diapositive, EDP a particulièrement mis l'accent sur un des prix pour le CO2, à savoir [...]* euro/tonne, et a donné des estimations spécifiques de l'impact en utilisant cette valeur comme hypothèse de départ. Ainsi, selon EDP et compte tenu des hypothèses qui lui semblent les plus probables, le système d'échange de quotas d'émission de CO2 conduirait, au Portugal, à une augmentation des prix de l'électricité de l'ordre de [10- 20]* % pour les clients basse tension et de [30-40]* % pour les clients très haute tension. Au niveau de gros, EDP estime que la hausse des prix due à ce système d'échange atteindra [30- 40]* %. Ces augmentations sont loin d'être insignifiantes et peuvent avoir un impact considérable sur l'ordre de préséance économique au Portugal par rapport à celui d'Espagne.

170. L'impact important et éventuellement différent du PNA portugais sur les prix au Portugal par rapport à l'Espagne n'a pas été contestée par les parties.

Le système de compensation aura un incidence notable sur les prix

171. Comme expliqué ci-dessus, il sera mis fin aux AAE liant la capacité de production portugaise à l'acheteur unique actuel, REN, afin que la libéralisation du marché de l'électricité portugais puisse se poursuivre. Comme ces contrats garantissaient les prix et les conditions auxquelles les producteurs vendaient l'électricité à REN, un système de compensation (CMEC : Custos para a Manutenção do Equilibrio Contractual) sera introduit sous peu pour compenser la perte possible, c'est-à-dire la différence entre les prix observés sur le marché et les prix garantis jusqu'ici par les AAE. Un montant maximal de compensation pour une période déterminée est alloué à chaque acteur. Seules les centrales liées par les AAE et mises en service avant que la libéralisation n'ait été décidée sont concernées. Le système portugais devrait commencer à être appliqué dans le courant de cette année ou en 2005. Un système semblable (CTC : coûts du passage à la concurrence) a été introduit en Espagne dans les années 1999/2000.

172. La plupart des acteurs du marché ont souligné que le système de compensation espagnol (CTC) a eu un impact très important sur les prix en Espagne. Les CMEC portugais devraient également avoir une forte incidence sur la tarification de l'électricité. En effet, comme les producteurs couverts par ce système sont indemnisés pour la différence entre l'ancien prix contractuel et le prix sur le marché, ils peuvent offrir sur le marché des prix qui sont en grande partie dissociés des coûts de production sous-jacents et utiliser ce prix à des fins stratégiques. Les CTC ou les CMEC agissent directement sur le coût marginal proposé par les acteurs. Selon l'opérateur du marché espagnol, OMEL, "il est important de tenir compte de la manière dont il est mis fin aux [AAE], car le coût marginal au Portugal en dépendra dans une large mesure". Cet aspect est également signalé dans l'étude (135) commandée par l'autorité de concurrence portugaise : "Toutefois, il convient de noter aussi que la combinaison des AAE et des CTC a un impact significatif sur les acteurs du marché et la formation des prix sur le marché libéralisé, et à moins d'une réforme, nous pensons que cette situation persistera". .

173. Les effets des CTC sont décrits comme suit par REE, le gestionnaire du réseau électrique espagnol : "Ce système protège l'opérateur historique contre les nouveaux arrivants potentiels, car l'opérateur historique peut l'utiliser pour réduire les prix sans perdre de l'argent. En Espagne, les nouveaux arrivants utilisant du gaz pour produire de l'électricité semblent avoir enregistré des pertes dans les premiers temps de leur présence sur le marché de l'électricité.

Le prix auquel ils doivent vendre l'électricité couvre à peine le prix du gaz, compte tenu du prix international du gaz".

174. L'importance de cette question est également soulignée par ERSE, le régulateur portugais, en ces termes : "La mise en œuvre complète du marché intérieur de l'électricité dépend de la réponse à apporter à certaines questions cruciales. Ces questions concernent principalement le mécanisme de récupération des coûts échoués, l'exercice du pouvoir de marché par les acteurs du marché qui ont des parts de marché hégémoniques (sur le marché global ou sur des parties de celui-ci), ainsi que la manière dont les restrictions de la capacité de transport de l'électricité au niveau de l'interconnexion seront levées. En fait, ces questions, lorsqu'on les considère séparément ou ensemble, sont des obstacles à l'existence d'un marché efficace et concurrentiel de l'énergie électrique". (136)

Bien que les systèmes de compensation soient similaires dans leurs principes, leur mise en œuvre entraînent des comportements tarifaires très différents dans chaque pays

175. Les CMEC portugais, qui peuvent être appliqués bientôt, et les CTC espagnols partagent les mêmes principes fondamentaux. Toutefois, ils sont susceptibles de produire des effets très différents au Portugal et en Espagne. En effet, les comportements stratégiques possibles déclenchés par ces systèmes de compensation dépendent du niveau de la compensation octroyée à chaque acteur sur le marché intérieur, ainsi que de l'évolution des différents montants disponibles. Ainsi, un acteur du marché (comme Iberdrola) dont le montant disponible est limité n'agira pas de la même manière que celui qui dispose encore de nombreuses compensations (comme Endesa). Comme l'explique REE, "les opérateurs historiques ont des incitations différentes en fonction de leur part dans les CTC (si leur part dans les CTC est plus élevée que leur part actuelle sur le marché de la production, ils profitent de prix plus bas. D'autres entreprises, dont la part actuelle sur le marché de la production est plus élevée que leur part CTC, sont désavantagés dans ce même scénario de prix bas."137

176. En particulier, l'allocation initiale est spécifique au pays et dépend de plusieurs facteurs (niveau de production des installations couvertes, degré d'amortissement, etc.). La manière dont ce montant est utilisé dépend en revanche de la stratégie d'offre de l'acteur et de l'évolution de sa part de marché réelle. Par conséquent, la différence entre les montants individuels de compensation actuellement disponibles, en raison d'évolutions passées ou d'allocations initiales différentes, peut inciter les acteurs à suivre des stratégies différentes et offrir des prix très différents.

177. À cet égard, OMEL souligne les différences entre les régimes espagnol et portugais en ces termes : "il apparaît que les coûts échoués seront compensés à un prix plus élevé au Portugal qu'en Espagne (3,6 euro/kWh). En outre, les calendriers sont différents. En Espagne, les contrats se termineront en 2007 et 55 % des coûts du passage à la concurrence ont été déjà payés. Enfin, la couverture est beaucoup plus grande au Portugal (jusqu'à 90 % de l'énergie). La différence entre les niveaux de compensation dont les sociétés portugaises et espagnoles bénéficieront au cours des prochaines années et le fait que le système de compensation portugais subsistera après la fin du système espagnol ont de toute évidence un effet dissuasif sur le lancement effectif du MIBEL par les autorités espagnoles". (138)

178. Les différences de calendrier entre les deux systèmes et les différences d'allocation dues à une structure différente du marché sont également mises en lumière par REE : "En outre, en Espagne, deux grandes sociétés ont bénéficié de ces compensations. Au Portugal, par contre, EDP recevra la majeure partie de la compensation. Grâce aux CMEC, EDP occuperont une position beaucoup plus forte qu'Endesa et Iberdrola avec les CTC. En outre, les fonds sont différents et sont alloués sur des périodes différentes : les CTC sont sur leur fin en Espagne alors que les CMEC n'ont pas encore commencé au Portugal et s'étendront sur une période de dix ans. Par conséquent, même si les principes du système sont semblables, il en résultera des comportements très différents en Espagne et au Portugal, ce qui augmentera encore l'écart entre les acteurs espagnols et portugais ("la taille de la poche est différente")." (139)

Les distorsions créées par les différentes conditions de coûts et comportements tarifaires peuvent avoir d'importants effets préjudiciables au développement du MIBEL et contribuer au maintien de deux marchés de l'électricité distincts.

179. Comme ces systèmes ont tendance à dissocier les prix offerts sur le marché des coûts de production sous-jacents et ont des incidences différentes et importantes sur les stratégies tarifaires de part et d'autre de la frontière, l'existence de distorsions significatives des prix offerts dans le pool est loin d'être exclue une fois que le MIBEL sera finalement en place. Selon REE : "les distorsions de prix introduites par ce système peuvent modifier notablement le fonctionnement du MIBEL". (140)

180. C'est ce que confirment certains acteurs du marché. Ainsi, Iberdrola considère que "les CTC en Espagne ont créé d'énormes distorsions sur le marché de l'électricité. Iberdrola espère qu'un meilleur système sera appliqué au Portugal. Iberdrola estime que le succès du pool ibérique est compromis si un système semblable devait être appliqué au Portugal. Le MIBEL serait un système d'échanges entre deux marchés faussés". (141)

181. Ces effets potentiels ont été confirmés également par les régulateurs. À cet égard, CNE, le régulateur espagnol, souligne que "les mécanismes de compensation choisis par le Gouvernement espagnol entraînent certaines distorsions des prix. Ce problème a été mis en évidence conjointement par CNE et ERSE dans un rapport commun. Si un système de compensation semblable à celui de l'Espagne est mis en place au Portugal, il peut constituer un obstacle très élevé à l'entrée d'acteurs non portugais et avoir une impact important sur le fonctionnement du MIBEL". (142)

182. ERSE et CNE estiment que le futur MIBEL devrait reposer sur trois types de marchés : le marché au comptant (OMI-E), le marché à terme (OMI-P) et les contrats bilatéraux. Selon les régulateurs, les contrats bilatéraux représenteront la majeure partie des transactions. Alors que, sur le marché au comptant, l'électricité est échangée de manière ponctuelle, le marché à terme concerne l'approvisionnement en énergie à long terme; sur ces deux marchés sont formés des prix communs qui peuvent être utilisés comme références dans les contrats bilatéraux. Si ces prix sont faussés et ne reflètent pas les conditions réelles auxquelles les acteurs du marché sont confrontés, il est probable que les ventes d'énergie sur ces marchés seront faibles et que les contrats bilatéraux ne se référeront plus à ces prix. Comme l'explique par REE, le MIBEL dépend en effet de la crédibilité des prix dans le pool : "Le prix du pool sera utilisé comme référence pour les contrats bilatéraux (comme le prix du pétrole sur les marchés internationaux, alors que les transaction sur ces marchés représentent seulement 4 % des transactions globales). Il doit envoyer des signaux crédibles. Si le prix dans le pool est faussé pour diverses raisons et s'il n'est plus crédible, il est probable que les acteurs cessent de l'utiliser, tuant ainsi le MIBEL". (143) En conséquence, malgré le lancement du MIBEL, les prix de l'électricité seraient toujours fixés en fonction des conditions locales et feraient que l'Espagne et le Portugal resteraient deux marchés de l'électricité distincts.

Position des parties dans leurs réponses à la communication des griefs

183. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties font valoir que le système de compensation prévu au Portugal (CMEC) et celui de l'Espagne (CTC) sont différents et qu'on ne peut donc tirer aucune conclusion pour le Portugal à partir de l'expérience espagnole en matière de CTC.

184. Premièrement, il convient de noter que les parties ne contestent pas l'important impact sur les prix que les CTC ont eu en Espagne (voir paragraphes 171-172), comme décrit dans la communication des griefs.

185. Deuxièmement, bien qu'il y ait certaines différences entre les deux systèmes (comme expliqué par les parties), ils reposent sur les mêmes principes fondamentaux qui expliquent leur influence sur les prix. Ils reposent tous les deux sur un mécanisme par lequel les compensations accordées aux fournisseurs sont adaptées a posteriori sur la base notamment du prix du marché en vigueur au cours de la période en question. En conséquence, les grands opérateurs historiques qui peuvent influencer les prix, tels qu'EDP, sont en mesure de modifier leurs prix sur le marché afin d'atteindre de manière rentable des objectifs stratégiques (ériger des barrières à l'entrée, par exemple). Ce mécanisme, ainsi que son impact, ont été mis en évidence (144) par les régulateurs espagnols et portugais, ERSE et CNE, également en ce qui concerne le Portugal, malgré les différences formelles entre les deux systèmes. La Commission considère dès lors que l'expérience des CTC espagnols peut servir d'indication utile de la situation à laquelle on peut s'attendre au Portugal, comme suggéré par les régulateurs, pour l'appréciation de la présente affaire.

Conclusion

186. Pour toutes les raisons mentionnées ci-dessus, l'enquête approfondie de la Commission confirme donc que le marché de gros de l'électricité en cause est de dimension nationale et qu'il subsiste de grandes incertitudes quant à la réalité d'un marché ibérique de l'électricité dans un proche avenir aux fins de l'appréciation de l'opération en cause.

187. Encore plus que le marché de gros classique, les services auxiliaires dépendent de la disponibilité immédiate dans une zone d'équilibrage/ajustement déterminée. Ils sont donc encore plus sensibles aux situations de saturation et encore plus dépendants de règles de marché parfaitement harmonisées. Les considérations qui précèdent s'appliquent donc a fortiori aux services auxiliaires. Le récent accord entre les gouvernements portugais et espagnol confirme qu'il est prévu d'établir des règles d'équilibrage et d'ajustement au niveau national. (145) Le marché ou les marchés des services auxiliaires resteront donc nationaux.

(d) Marchés de détail

188. Les parties n'affirment pas que les marchés de détail de l'électricité s'élargiront au-delà des frontières nationales dans un proche avenir. La Commission est d'accord sur ce point. Les conditions de concurrence dans le secteur du détail resteront essentiellement différentes en Espagne et au Portugal. En effet, une présence locale est nécessaire pour toutes les activités de détail, que ce soit la vente aux petits ou aux grands clients. Les problèmes à résoudre pour l'entrée sur le marché à un niveau national, outre la présence nationale, concernent la reconnaissance de la marque, le marketing, le service à la clientèle, le comptage et la facturation.

189. Il n'y a aucune raison de considérer que les marchés seraient plus petits que les marchés nationaux. Aujourd'hui déjà, EDP, par l'intermédiaire d'EDPD, a intégré ses activités de détail au niveau national, alors qu'elles étaient autrefois organisées au niveau local. Après la libéralisation, ce processus ne sera pas inversé et la concurrence dans les activités de détail aura lieu à un niveau national même pour les clients résidentiels.

C. Les marchés du gaz naturel en cause

1. Le cadre juridique et factuel

(a) Description de la situation actuelle de l'approvisionnement en gaz naturel au Portugal

Le gazoduc international du Maghreb

190. Le gaz naturel a été introduit au Portugal en 1997 après la construction du gazoduc Maghreb- Europe, qui transporte le gaz naturel d'origine algérienne de la frontière algéro-marocaine vers la péninsule ibérique. Une branche de ce gazoduc entre au Portugal à Campo Maior (au centre du Portugal, à la frontière avec l'Espagne) et traverse le territoire portugais jusqu'à la frontière hispano-portugaise septentrionale (Valença). Le gazoduc a été réalisée conjointement par l'entreprise espagnole Enagás, aujourd'hui gestionnaire du système de transport (GST), et par Transgás, filiale de GDP. Chaque société détient différentes parts et droits de transport en fonction de la section du gazoduc. Pour les importations de gaz naturel par ce gazoduc, Transgás a signé en 1993 un accord d'enlèvement ferme ("take-or-pay", TOP) à long terme avec la société algérienne Sonatrach. (146)

191. La capacité de transport annuelle de ce gazoduc au point d'entrée au Portugal (Campo Maior) est de 3,679 milliards de mètres cubes; la capacité horaire maximale est de 420 000 m³. (147) Les droits de transport au point d'entrée au Portugal sont détenus par Transgás et Enagas.

192. La capacité du gazoduc à Campo Maior est réservée par des contrats à long terme comme suit : (148)

193. La capacité "disponible pour chacune des parties" peut être demandée par Enagás ou Transgás. En cas de conflit entre les demandes, les droits sont partagés au prorata (Transgás [80-90]* %; Enagas [10-20]* %). Enagás utilise la capacité qu'elle détient pour approvisionner la Galice en gaz en passant par le Portugal. Il est contractuellement interdit à Enagás d'utiliser cette capacité pour vendre au Portugal du gaz importé.

Le terminal GNL de Sinès

194. Un terminal de gaz naturel liquéfié (GNL) a été mis en service à Sinès en 2004. La capacité annuelle maximale de ce terminal est de 5,256 milliards m3. La capacité horaire maximale d'injection dans le réseau est de 600 000 m³. (149) Le terminal est la propriété de Transgás (GDP) et est exploité par cette société, qui détient tous les droits de capacité.

195. Parallèlement à la construction du terminal GNL, Transgás [...]* (150). La situation des importations de gaz naturel au Portugal est illustrée par le tableau suivant.

196. La capacité réservée dans le terminal GNL est la suivante :

Distribution et fourniture

197. Le gaz naturel arrive sur le territoire portugais par un réseau à haute pression, (153) qui est actuellement détenu par Transgás mais devrait être séparé et transféré à REN. (154) Transgás construit actuellement une installation de stockage souterrain à Carriço.

198. Pour la plupart des clients finaux, la distribution et la fourniture de gaz naturel sont effectuées par des réseaux à moyenne ou basse pression (155) par six entreprises locales de distribution (ELD), qui opèrent dans des zones de concession exclusive. EDP a récemment acquis le contrôle en commun de Portgás, qui est actuellement la seule ELD non contrôlée par GDP. (156) Il est prévu de vendre à Iberdrola la participation de GDP dans les deux ELD de loin les plus petites, à savoir Beiragás et Tagusgás.

199. Les grands clients industriels (c'est-à-dire ceux qui consomment plus de 2 millions de m³ par an, "GCI"), les ELD et les centrales électriques au gaz sont approvisionnées directement par l'importateur, Transgás. Dans les zones non raccordées au réseau de distribution, le gaz naturel est distribué par des réseaux autonomes ("UAD") approvisionnés à l'aide de camions.

200. La situation de la distribution de gaz naturel au Portugal est illustrée par le tableau suivant.

201. Au Portugal, le secteur du gaz naturel a connu une croissance considérable au cours des dernières années. Dans un premier temps, le gaz naturel était utilisé principalement pour la production d'énergie par les TGCC, mais sa consommation a récemment aussi augmenté fortement dans d'autres secteurs. L'évolution et la structure de la consommation portugaise de gaz pour différents groupes de clients sont indiquées dans le tableau suivant.

(b) L'ouverture du secteur du gaz naturel

202. En tant que "marché émergent", le Portugal n'était pas soumis aux dispositions de libéralisation établies par la directive 98-30-CE concernant les règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel (première directive "gaz"). (159) En vertu de la directive 2003-55-CE (deuxième directive "gaz "), (160) qui a abrogé, à partir de juillet 2004, la première directive "gaz", le Portugal reste un "marché émergent" et bénéficie, notamment, d'une dérogation au calendrier d'ouverture défini par cet acte communautaire. (161) En raison de cette dérogation, ce n'est qu'à partir de 2007 que la définition des clients éligibles aboutira à une ouverture du marché égale à au moins 33 % de la consommation annuelle totale de gaz du marché gazier national. Tous les clients non résidentiels deviendront éligibles au plus tard en 2009 et tous les ménages au plus tard en 2010. (162) Par conséquent, selon la directive, les TGCC et les GCI seront libéralisés respectivement d'ici 2007 et 2009. Les ELD seront libéralisées au plus tard en 2009.

203. Nonobstant cette dérogation, le Gouvernement portugais a approuvé en 2003 deux Résolutions (163) afin d'anticiper l'ouverture du secteur du gaz naturel. Ces résolutions stipulaient notamment que les producteurs d'électricité présents au Portugal deviendraient des clients éligibles pour le gaz à partir du 1er juillet 2004. L'adoption des dispositions juridiques pour la mise en œuvre de cette ouverture anticipée de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité et pour l'établissement des règles d'accès des tiers ("ATR") au réseau de gaz haute pression et au terminal GNL a été reportée à 2005.

204. La deuxième directive "gaz" stipule que les activités de fourniture et de distribution doivent être juridiquement séparées. Par conséquent, d'ici 2007, les six ELD seront juridiquement séparées en ce qui concerne la distribution (c'est-à-dire le transport par les gazoducs sous basse et moyenne pression) et la fourniture de gaz aux clients finaux éligibles. (164)

205. Les ELD ont actuellement des contrats gaziers à long terme avec Transgás. Lorsque les ELD (ou plus précisément les sociétés de fourniture résultant de leur séparation) deviendront des clients éligibles, leurs contrats avec GDP/Transgás pourraient soit être résiliés - selon [...]* - soit au moins être revus en profondeur compte tenu du nouveau cadre réglementaire. Une fois qu'ils seront des clients éligibles, les ELD pourront aussi faire appel à d'autres sociétés gazières pour une partie de leurs besoins, en fonction de la flexibilité qu'offrent leurs contrats de fourniture actuels.

2. Marchés de produits pour le gaz naturel

(a) Le point de vue des parties

206. Dans leur réponse à la décision prise en vertu de l'article 6, paragraphe 1, point c), les parties font valoir que la Commission a incorrectement estimé que "l'opération de concentration notifiée affectera quatre marchés de produits du gaz naturel : i) la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité; ii) la fourniture de gaz aux ELD; iii) la fourniture de gaz aux grands clients industriels; iv) la vente au détail de gaz aux petits clients industriels, aux clients commerciaux et aux ménages".

207. À cet égard, les parties ont indiqué en premier lieu que "trois de ces quatre marchés ne sont pas encore libéralisés et que la Commission, dans ses décisions précédentes, a souvent affirmé que le marché de produits en cause doit normalement être considéré dans le cadre du segment ouvert du marché". Conformément à la pratique suivie précédemment, la Commission devrait donc évaluer uniquement l'impact de l'opération de concentration sur "le marché libéralisé récemment (juillet 2004) de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité".

208. Deuxièmement, les parties affirment que, même si la Commission élargit son évaluation aux marchés qui n'ont pas encore été libéralisés, elle ne devrait pas évaluer l'impact de l'opération de concentration sur les quatre marchés mentionnés plus haut, mais devrait considérer les trois premiers marchés ensemble comme constituant un seul marché de gros plus large. En d'autres termes, la Commission devrait seulement faire la distinction entre, d'une part, le marché de "la vente en gros de gaz naturel à tous les grands clients (producteurs d'électricité, ELD et grands clients industriels)" (également dénommés "clients de gros") par les parties) et, d'autre part, le marché de la "vente au détail de gaz aux petits clients industriels, aux clients commerciaux et aux ménages".

209. Dans leur réponse à la communication des griefs de la Commission ("la réponse des parties"), les parties commentent plus en détail ces aspects, qui seront examinés ci-après. La Commission note simplement à ce stade que, même dans la réponse des parties, le fait que la fourniture de gaz naturel aux petits clients industriels, aux clients commerciaux et aux ménages constitue un marché distinct de la fourniture de gaz naturel à d'autres clients plus grands n'a pas été contesté et que les parties et la Commission sont donc d'accord sur ce point.

(b) L'évaluation de l'impact de l'opération de concentration sur les marchés non encore ouverts à la concurrence

210. La Commission ne partage pas l'avis des parties sur le fait que, dans la présente affaire, elle ne devrait pas évaluer l'impact de l'opération de concentration sur les marchés non encore ouverts à la concurrence, mais devrait limiter son analyse "au marché libéralisé récemment (juillet 2004) de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité".

211. À cet égard, il convient de rappeler que comme le Portugal bénéficie d'une dérogation aux dispositions de la deuxième directive "gaz" concernant l'ouverture du marché, tous les marchés du gaz au Portugal sont actuellement dans une situation de monopole légal. En particulier, la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité, que le Gouvernement portugais avait l'intention d'ouvrir à la concurrence à partir de juillet 2004, est encore réservée à Transgás et, selon les nouveaux plans, devrait être libéralisée au cours de l'année 2005.

212. Dans cette situation, s'il était exact que la Commission ne peut prendre en considération que les marchés déjà ouverts à la concurrence, elle ne pourrait pas évaluer du tout l'impact de l'opération de concentration notifiée sur les marchés du gaz.

213. Or il s'agirait là d'une conclusion manifestement malavisée qui empêcherait la Commission d'évaluer les effets concurrentiels prévisibles de l'opération de concentration sur les marchés qui, conformément à la deuxième directive "gaz", doivent être ouverts à la concurrence au cours des prochaines années selon un calendrier clair et contraignant. Au contraire, il est évident que la Commission a un devoir de déterminer si l'opération de concentration notifiée entraîne sur les marchés des modifications structurelles qui entraveront notablement l'introduction d'une concurrence effective selon le calendrier établi par le droit communautaire.

214. La Commission évaluera donc les effets prévisibles de l'opération de concentration proposée sur les différents marchés du gaz, en tenant compte de la date de leur ouverture à la concurrence.

215. Les parties estiment que "lorsque la fourniture de gaz naturel aux ELD et aux grands clients industriels sera également libéralisée, les fournisseurs de gaz naturel se concurrenceront pour tous les types de grands clients, c'est-à-dire les clients de gros". Indépendamment de la question de savoir si les "clients de gros" (c'est-à-dire, selon les parties, les TGCC, les ELD et les GCI) constituent un seul et même marché ou trois marchés distincts, la Commission convient qu'ils sont distincts des "clients de détail", à savoir les petits clients industriels, les clients commerciaux et les ménages, qui sont actuellement approvisionnés par les ELD.

216. Cette distinction a en effet été confirmée par l'enquête, qui a montré que ces clients sont très différents en termes de consommation, de marges, de tarifs et de prix, de relations commerciales/organisation des ventes et de besoins spécifiques. Il ne semble pas nécessaire de sous-segmenter ce marché, l'évaluation restant en tout état de cause inchangée. En fait, les problèmes de concurrence détectés dans le cas de ces petits clients (élimination d'EDP en tant que concurrent potentiel le plus probable et, par conséquent, renforcement de la position dominante de GDP) se posent de la même manière pour tous.

217. Au contraire, la Commission n'est pas d'accord avec les parties sur le fait que la fourniture de gaz aux TGCC, aux ELD et aux GCI constitue un seul et même marché. Sur la base de son enquête, la Commission estime que chacun de ces trois groupes de clients constitue un marché de produits distinct. Les raisons et les conclusions sont exposées ci-après.

Perception des parties et des concurrents

218. Les parties elles-mêmes considèrent ces trois groupes de clients comme des groupes tout à fait discernables, ce qui est confirmé dans le formulaire CO lui-même. Les documents internes de [...]* (165) et [...]* (166) montrent que [...]*. (167) Cette perception est également partagée par les concurrents actifs sur le marché espagnol et d'autres marchés :

Shell - Espagne :

"Dans nos activités commerciales en Espagne, nous groupons en général les clients comme suit :

"Gaz pour l'électricité",

"clients industriels très grands, grands et moyens",

"petits clients industriels et commerciaux",

"vente en gros" (c'est-à-dire ventes à d'autres distributeurs).

Cette segmentation générale est basée sur le fait que les processus d'entreprise et les approches de marketing sont dans chaque cas très différents." (168)

GDF - Espagne :

"La segmentation des clients correspond à celle établie par la réglementation espagnole en matière d'accès des tiers au réseau.

* Très grandes industries (ATR 1.1-1.3)

* Grandes industries (ATR 2,5-2,6)

* Petites et moyennes (ATR 2.1-2.4)

* TGCC (ATR 1.3)."

GDF fait en outre une distinction entre "très grandes industries" et TGCC sur la base des différences de relation avec les clients :

* TGCC : équipe de projet. "Chaque TGCC reçoit une offre spécifique qui correspond aux particularités de la demande";

* Très grandes industries : grand compte "Gaz de France propose à ses clients [très grands clients industriels et autres grands clients] des formules de prix prenant en compte la durée de ce type de contrat et les caractéristiques du processus industriel, en lui permettant des mécanismes d'ingénierie de prix et des services additionnels tels que des prestations d'audit ou d'optimisation [de l'utilisation de l'énergie]". (169)

Gas Natural :

Gas Natural classe les TGCC et les GCI dans le groupe des "clients industriels" bénéficiant d'un traitement individualisé. Pour Gas Natural, il y a cependant aussi des différences importantes :

TGCC : "contrats très détaillés qui diffèrent aussi beaucoup d'un client à l'autre pour répondre à leurs demandes spécifiques; plus de 35 bars; service clientèle spécial; consommation très sensible au pool dépendante des variations saisonnières; besoins spécifiques de flexibilité pour la période de mise en service".

GCI : "contrats standard qui peuvent présenter de légères différences s'il s'agit d'un client libéralisé; généralement plus de 16 bars; service clientèle spécial; consommation principalement non dépendante des variations saisonnières (sauf éventuellement pendant les vacances d'août)". (170)

EDF :

"Les critères les plus importants pour le groupage des clients sur un marché gazier sont la consommation, le profil et les utilisations du gaz. D'autres critères, tels que les habitudes d'achat, les marges, etc., dépendent dans une trop large mesure des stratégies et de la concurrence locales pour pouvoir être définis au niveau européen." (171)

Comme indiqué ci-dessus, la consommation par client est très différente entre les TGCC d'une part et les ELD et GCI d'autre part; au Portugal, très peu de clients industriels atteignent le volume d'achats d'ELD même de taille moyenne. En ce qui concerne le profil de demande, voir ci-dessous. L.utilisation du gaz, comme décrit plus haut, est de toute évidence différente dans les trois groupes.

Iberdrola :

Iberdrola considère que les modes de consommation des TGCC et des grands clients industriels sont très différents : les grands clients industriels sont des consommateurs de gaz très stables, avec un facteur de charge réduit pendant le week-end et, pour certains d'entre eux, la nuit. Au contraire, les TGCC sont confrontées aux producteurs d'électricité concurrents, à la capacité hydroélectrique, à des contraintes de maintenance, de sorte que la programmation d'une TGCC, et donc sa consommation de gaz, sont très irrégulières. (172)

219. Dans leur réponse, les parties remarquent que les points de vue des concurrents ne peuvent être considérées que comme des indications que les concurrents estiment que ces groupes sont des segments distincts et non des marchés en cause distincts. La Commission n'est que partiellement d'accord. Les points de vue des concurrents doivent être considérés comme des indications que les concurrents font une distinction entre ces groupes pour les besoins de leurs activités commerciales. Cela signifie qu'ils doivent être considérés au moins comme des segments distincts. Conjointement avec les autres éléments distinctifs utilisés aux fins de la définition du marché dans la présente décision, ces mêmes informations corroborent l'existence de marchés en cause distincts.

220. Enfin, la réponse d'ENI fait valoir que les concurrents proposent également d'autres critères, tels que le niveau de pression et le volume de consommation, qui, selon ENI, conduiraient à des conclusions différentes en termes de définition du marché. La Commission rappelle qu'une distinction, non contredite par ENI, en fonction du volume de consommation a été retenue aux fins de la définition du marché lorsque cette distinction existe dans la législation portugaise, c'est-à-dire entre GCI et petits clients. En ce qui concerne une éventuelle distinction entre les marchés en cause sur la base du niveau de pression, il convient de souligner qu'ENI a précisé elle-même que la question de savoir quels grands clients sont approvisionnés par le réseau haute pression et lesquels sont approvisionnés par les réseaux moyenne pression est sans objet. En outre, la Commission observe que la distinction entre le réseau haute pression et les autres réseaux, lorsqu'elle est utilisée pour la définition du marché, est généralement un indicateur d'une demande importante (qui est normalement satisfaite par le réseau haute pression). Dans le secteur gazier portugais, ce raisonnement n'est toutefois pas applicable parce que, en raison de l'introduction récente du gaz naturel et du faible développement du réseau haute pression, les grands utilisateurs sont généralement établis dans des zones où la fourniture de gaz à haute pression n'est pas possible et où la connexion aux gazoducs à plus basse pression est économiquement plus avantageuse. Il y a par conséquent, comme ENI l'a également fait valoir, aucune distinction pertinente entre les grands clients industriels approvisionnés par le réseau haute pression et le réseau moyenne pression.

Différences des besoins d'approvisionnement et des modèles de consommation

221. Les producteurs d'électricité constituent un groupe de clients qui ont des besoins particuliers en termes de quantité et de flexibilité de l'offre.

* Au Portugal, chaque TGCC consomme une quantité de gaz qui est beaucoup plus grande173 que les besoins individuels de clients industriels et de ELD (voir paragraphe ci-dessus).

* L'utilisation de TGCC peut varier fortement au cours de l'année (principalement en fonction des conditions météorologiques et hydrologiques influençant la production d'hydroélectricité, qui est souvent complémentaire à la production d'électricité par les TGCC). Les besoins des TGCC ne sont donc pas prévisibles avec une certitude suffisante.

* Les TGCC doivent par conséquent combiner des contrats à long terme [...]*174, qui sont nécessaires pour établir la viabilité économique et technique ainsi que la sécurité d'approvisionnement du projet TGCC, avec des contrats à court terme pour des périodes plus limitées. Even in the long-term agreements the most important non- pricing provisions concern flexibility of supply. Clauses providing for considerable downward and upward flexibility from an Annual Contracted Quantity ("ACQ") are introduced. (175) 222. Pour illustrer l'ampleur de ces variations annuelles de la consommation des TGCC, on peut faire une comparaison entre les années 1999 (année sèche) et 2003.

Consommation de Turbogás et de la centrale à deux combustibles d'EDP en 1999 et 2003

223. Les variations mensuelles, hebdomadaires et quotidiennes vont même au-delà des variations indiquées ci-dessus. Cela signifie qu'un fournisseur de ces TGCC, que ce soit pour les besoins à court terme (TGCC existantes ou nouvelles) ou pour les besoins à long terme (nouvelles TGCC) ou pour les deux, doit disposer a) d'une très importante source d'approvisionnement propre, et b) d'une flexibilité considérable de son propre approvisionnement (achats). Les besoins à court terme en 1999 représentaient [90-100]* % de la demande portugaise totale en dehors de la production d'électricité au cours de cette année et en 2003, malgré une forte croissance du secteur gazier portugais, restent supérieurs à la consommation totale des ELD et à la moitié de la consommation totale des grands clients industriels.

224. En ce qui concerne la fourniture horaire, il convient de noter que, dans selon les termes d'ENI, "les seuls groupes de clients dont la consommation peut être analysée de manière précise en termes de modulation horaire sont les producteurs d'électricité. Cela s'explique par le fait que la consommation de gaz naturel de chacune des deux TGCC est mesurée toutes les heures à l'aide d'une station spéciale de comptage et de réduction de pression". (176)

225. Les besoins d'approvisionnement différents des trois groupes peuvent aussi être mis en évidence en examinant les variations de la demande journalière maximale au cours de la semaine, à l'exclusion de la période des vacances d'été (août) et de Noël (ces deux périodes présentent une structure de demande spéciale, qui est également différente pour les trois groupes). Les différences entre les trois groupes pour ce qui concerne la demande journalière au cours de la semaine étaient les suivantes en 2003 : [...]*. (177)

226. La nature très différente de la demande des TGCC et de celle des GCI et des ELD est évidente. Le fait que même les besoins d'approvisionnement des ELD diffèrent considérablement des besoins d'approvisionnement moyens des clients industriels s'explique par le fait que les clients industriels consomment en général la même quantité d'énergie tout au long de l'année, alors que les clients des ELD (très probablement parce que plus de [30-40]* % de la consommation des ELD est le fait des ménages et environ [50-60]* % celui des ménages et des services) ont une demande qui présente une plus forte variation saisonnière et ont besoin de beaucoup plus de gaz pendant les mois d'hiver. Ces différences entre les besoins d'approvisionnement et les modes de consommation se reflètent dans les contrats conclus entre les importateurs/fournisseurs et les grands clients de gros et de détail (voir paragraphes 0 - 233). (178)

227. Enfin, la nécessité pour le fournisseur de surveiller plus ou moins étroitement et de planifier à l'avance la consommation des différents groupes de clients se traduit par des différences au niveau des exigences en matière de nomination. Les TGCC doivent donner des prévisions annuelles, mensuelles et hebdomadaires, et fournir des nominations quotidiennes (et intraquotidiennes). En ce qui concerne les GCI, seuls les clients consommant plus de 50 millions de m³ par an doivent informer Transgás de leur consommation prévue sur une base hebdomadaire ou toutes les deux semaines. (179) Pour les ELD, il n'y a actuellement que des prévisions annuelles avec une précision mensuelle. (180)

228. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties précisent, d'une part, que certains acteurs du marché estiment qu'il existe d'autres distinctions entre les groupes de clients en termes de besoins d'approvisionnement et de modes de consommation.

La Commission considère comme possible l'existence d'autres sous-marchés mais affirme qu'il n'est pas nécessaire, aux fins de la présente décision, de subdiviser davantage les marchés, étant donné que ces autres sous-marchés ne changeraient rien à son évaluation.

229. D'autre part, les parties font valoir que les différences entre les modes de consommation des groupes de clients n'ont pas conduit la Commission dans le passé à constater l'existence de marchés différents pour ces groupes.

La Commission considère toutefois que les besoins d'approvisionnement différents conjointement avec les différences de mode de consommation impliquent que la nature du produit vendu au client, y compris le service essentiel de livraison de ce produit (ou de garantie de sa livraison), est différente. La Commission note également que, dans ses décisions antérieures, elle a constaté l'existence de marchés différents en fonction des canaux de distribution, par exemple dans le cas de biens de consommation, (181) qui étaient également basés sur les besoins d'approvisionnement (y compris le service de livraison) et les modes de consommation. En outre, les parties ne formulent aucune observation sur le fait, mentionné dans la communication des griefs, que la Commission a constaté l'existence de marchés de produits différents sur la base des besoins d'approvisionnement et des modes de consommation dans le secteur de l'électricité. (182) Différences entres les types, les durées et les dispositions de flexibilité des contrats

230. Les contrats TGCC sont des contrats à long terme d'une durée d'environ 15-25 ans. Ils sont faits sur mesure pour les besoins de chaque TGCC, en termes de quantités de gaz, de modulation, de flexibilité, de niveau et d'indexation des prix. (183) Ils sont assortis de clauses précises en matière de flexibilité et peuvent comporter des possibilités de renégociation ou d'adaptation. Des contrats à court terme complètent ces contrats à long terme et ajoutent une flexibilité globale supplémentaire. Sur la base des éléments présentés à la Commission par les parties sur TER [. ]*, on peut conclure que ces contrats à court terme sont [...]*.

231. Les GCI concluent généralement des contrats d'une durée beaucoup plus courte que les contrats TGCC de base. Les informations fournies sur les marchés contractés par Transgás avec les consommateurs industriels montrent que [50-60]* % des contrats actuels de Transgás avec ces clients expirent le [...]* et que [30-40]* autres pour cent expireront le [...]*. La durée actuelle du premier contrat d'approvisionnement en gaz naturel conclu par un client industriel est généralement de [...]* ans. [...]* (184) La durée de ces contrats aura tendance à diminuer sensiblement après l'ouverture des marchés du gaz à la concurrence. (185) (186) (187)

232. En ce qui concerne les ELD, un autre type de flexibilité annuelle d'approvisionnement est nécessaire. Les contrats existants avec les ELD [...]* prévoient une flexibilité annuelle vers le bas très limitée (188) mais [...]*.

Alors qu'il semble n'y avoir aucune règle en matière de consommation journalière minimale dans les contrats de fourniture des ELD, il en existe pour la consommation journalière maximale (limitée à environ [90-100]* % au-dessus de la consommation journalière moyenne annuelle). Les contrats actuels des six ELD sont largement identiques, les seules différences concernant les quantités et les points de livraison.

233. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties font valoir que le contenu de ces contrats changera nécessairement lorsque la concurrence sera introduite sur ces marchés et la pression concurrentielle obligera les fournisseurs de mieux formuler leurs contrats pour satisfaire les demandes de leurs clients. La Commission a cependant examiné explicitement l'effet probable de l'ouverture des marchés portugais à la concurrence sur les contrats GCI dans la communication des griefs. ENI ne conteste pas que l'ouverture de l'approvisionnement des TGCC conduira à une réduction notable de la durée des contrats à long terme, de sorte que les contrats TGCC seront plus comparables aux contrats GCI qu'aujourd'hui. Par conséquent, comme la durée des contrats GCI va probablement diminuer, si la durée des contrats TGCC reste inchangée, l'écart entre les deux types de contrats se creusera au lieu de se réduire. En outre, ENI ne conteste pas le fait que les contrats à court terme avec les TGCC seront de nature et de durée beaucoup plus irrégulières que les contrats avec les GCI, ce qui confirme une nouvelle fois la distinction entre les deux groupes de clients. Quant aux contrats des ELD, l'argument d'ENI selon lequel la Commission ignore le développement prospectif de la demande des ELD n'est pas justifié non plus.

234. Sur la base de tous les éléments qui ont été présentés par les parties et par d'autres acteurs du marché, la Commission conclut que les contrats des ELD ne seront pas interchangeables avec les contrats TGCC ou les contrats GCI.

Les marges sont différentes

235. Les marges et leur évolution sont différentes pour les trois groupes :

* Compte tenu [...]* (189)

* Les chiffres du budget de GALP indiquent des différences entre les marges et la progression des marges des trois groupes : [...]*

Budget 2003 pour la fourniture et le transport de gaz naturel (190)

236. Dans leur réponse, les parties notent que les marges varient non seulement entre les différents groupes de clients mais aussi entre les différents clients au sein d'un même groupe. Cependant, le fait qu'ENI et GALP estiment que ces marges par groupe de clients constitue le moyen approprié de grouper les clients est mis en évidence par le fait que c'est précisément de cette manière qu'ENI et GALP eux-mêmes ont agrégé les marges dans les budgets des entreprises et dans leurs documents de stratégie d'entrée sur le marché. Si la variation des marges était purement aléatoire, ces informations seraient dénuées de toute signification.

Les relations avec les clients sont différentes

237. Les relations entre les fournisseurs de gaz naturel et les clients TGCC commencent généralement 2 à 3 ans avant le démarrage de la centrale. Les relations à ce stade semblent être caractérisées par l'existence d'une équipe de projet. Au cours de cette période précédant le démarrage de l'installation, le fournisseur et le client négocie le contrat de fourniture et Transgás met en place les infrastructures d'approvisionnement nécessaires, tout en fournissant au client une assistance technique pour tout ce qui concerne la fourniture de gaz naturel. Par conséquent, lors du démarrage effectif de la fourniture de gaz naturel, il existe déjà des relations étroites entre le personnel de Transgás et le producteur d'électricité. Après l'entrée en vigueur du contrat de fourniture de gaz naturel, Transgás apporte une aide entièrement personnalisée aux producteurs d'électricité en désignant un directeur qui s'occupe exclusivement de ce groupe de clients. (191)

238. Une équipe de gestionnaires des grands comptes industriels est responsable des relations avec les clients et de la gestion contractuelle des grands clients industriels. En particulier, chacun de ces gestionnaires est responsable, en moyenne, de près de [...]* contrats. (192)

239. Dans les ELD, un gestionnaire des grands comptes est responsable de l'aide à la clientèle en ce qui concerne toute question relative à la gestion des contrats avec les ELD. (193)

240. Le fait que a) l'organisation interne est telle que différents gestionnaires des grands comptes s'occupent de différents groupes de clients et que b) l'intensité des contacts avec la clientèle est très différente entre les trois groupes témoigne également de différences importantes entre leurs besoins d'approvisionnement.

241. Dans leur réponse, les parties notent, par comparaison, que la demande impulsive de boissons non alcoolisées n'a jamais incité la Commission à trouver un marché distinct des achats impulsifs de boissons non alcoolisées. Cependant, et indépendamment de la question de savoir si cette comparaison est pertinente dans le cas présent, ENI omet le fait que la Commission a défini un marché distinct des achats impulsifs de glace et a fait une distinction, dans le domaine des produits alimentaires grand public, entre le marché des commerces de détail/supermarchés et celui des services de restauration/traiteur. (194) En outre, l'autre argument des parties, selon lequel les relations commerciales d'une entreprise avec ses clients seraient une question exclusivement interne sans incidence sur le problème de la définition du marché, ne peut pas être accepté. La Commission considère que la question n'est pas de savoir s'il faut faire une distinction entre les clients qui utilisent un certain service gratuit offert par un grand magasin et ceux qui ne l'utilisent pas, mais de savoir si un certain produit doit être assorti d'un certain service. (195)

Les besoins commerciaux des revendeurs sont différents

242. D'une façon générale, on peut s'attendre à ce que les revendeurs aient de besoins de service différents que les grands utilisateurs finaux. Les revendeurs peuvent avoir besoin d'une assistance en termes de gestion des risques, de logiciel de gestion des relations avec la clientèle, de marketing, de comptage ou de facturation. Les grands utilisateurs finaux auront plutôt besoin d'une assistance technique en vue d'optimiser l'utilisation de l'énergie.

243. Dans leur réponse, les parties notent que les points de vue exposés par la Commission dans la communication des griefs ne sont pas fondés, et elles remettent en question les besoins différents des ELD en matière de services. Elles ne contestent toutefois pas les besoins différents des GCI comme mentionné dans la dernière phrase du paragraphe précédent.

La Commission réaffirme dès lors que les besoins de service des GCI seront fondamentalement différents de ceux des ELD.

Les dynamiques de croissance sont différentes

244. Comme l'indiqué le tableau au paragraphe 180, alors que la consommation du secteur industriel et la consommation des ELD ont connu une croissance plutôt régulière au Portugal, la consommation des TGCC se caractérise par des variations annuelles assez importantes, sans croissance cohérente entre l'entrée en service complète de Turbogás en 1999 et 2003.

En outre, les perspectives de croissance pour les TGCC et les deux autres groupes de clients sont fondamentalement différentes. L'addition de deux unités en 2004 et d'une unité en 2006 signifiera qu'entre 2003 et 2007 la consommation de gaz par les TGCC augmentera beaucoup plus vite que la consommation des ELD et des GCI. [...]* (196)

245. <emplacement tableau>

246. Cette divergence pourrait devenir encore plus aiguë à partir de 2008 lorsque [...]*. (197) Le fait que le marché de fourniture de gaz aux producteurs d'électricité peut se développer beaucoup plus rapidement que d'autres segments correspond aux points de vue exprimés par les parties tout au long de la procédure.

247. Dans leur réponse, les parties remarquent que les perspectives de croissance peuvent aussi être différentes entre différents segments d'un marché ainsi qu'entre différentes entreprises. La Commission ne le nie pas, mais maintient que des perspectives de croissance différentes pour l'approvisionnement en gaz naturel des ELD, des GCI et des TGCC constituent un élément pertinent lors de l'examen des conditions de concurrence qui sont susceptibles de régir à l'avenir le marché de la fourniture de gaz naturel aux ELD, aux GIC et aux TGCC au Portugal. Par exemple, [...]* réduira considérablement les incitations à réorienter l'offre vers l'un de ces groupes de clients au Portugal.

248. Les parties indiquent en outre dans leur réponse que des périodes de référence différentes pour les TGCC (1999-2003, 2000-2002 ou 1998-2001) conduiraient à des résultats différents quant à la croissance passée de la demande des TGCC. Or, ce fait souligne lui-même l'inégalité de la croissance de la demande des TGCC, comme la Commission en a fait état dans la communication des griefs, et constitue une différence importante entre la demande des TGCC et la demande d'autres groupes de clients.

L'arbitrage et la substituabilité du côté de l'offre sont insuffisants

249. La réorientation (hypothétique) de l'offre des GCI et/ou des ELD vers les TGCC ne serait pas suffisante pour compenser les augmentations de prix d'un monopoleur hypothétique sur le marché de la fourniture de gaz naturel aux TGCC au Portugal, car, en raison des différences en termes de taille et de flexibilité des besoins, il est peu probable que les fournisseurs des GCI, et (éventuellement) les fournisseurs des ELD, puissent facilement réorienter leur offre vers les TGCC à court terme. En l'absence d'une modification substantielle des contrats d'importation, cette réorientation vers les TGCC exigerait la résiliation ou la non-conclusion d'un grand ou d'un très grand nombre de contrats GCI, et donc une réorientation complète de tout le modèle d'entreprise (y compris la gestion des risques) de ces fournisseurs.

250. En ce qui concerne les différences en volume, il convient de noter que la consommation des TGCC dépasse de loin la consommation des ELD et même des tout grands clients industriels. La consommation des ELD est supérieure à la consommation des GCI, sauf celle des plus grandes. Indépendamment d'autres différences des conditions de fourniture, les fournisseurs des GCI auraient donc des difficultés à réorienter leur offre vers les deux autres groupes de grands clients en temps voulu. Le même argument s'applique aux changements de fourniture des ELD vers les GCI.

* La consommation moyenne de Turbogás en 1999-2003 était de [...]* millions de m³/an. La quantité contractuelle annuelle des deux unités TER en service à la fin de 2004 est de [...]* millions de m³.

* La consommation totale des ELD portugais en 2003 était de [...]* millions de m³, soit beaucoup moins que la demande d'une seule TGCC à deux unités. La consommation de Portgás en 2003 était de [...]* millions de m³ et la consommation moyenne des ELD en 2003 était de [...]* millions de m³.

* En revanche, la consommation moyenne des GCI n'était que de [...]* millions de m³. En 2003, il n'y avait que deux clients GCI au Portugal (tous deux contrôlés par EDP) avec une consommation annuelle de plus de [...]* millions de m³. La demande d'au moins [...]* autres clients industriels devrait être ajoutée pour arriver ne serait-ce qu'à la consommation moyenne annuelle des ELD. Afin de satisfaire la demande annuelle de Portgás, la demande [...]* des plus grands autres clients (non contrôlés par EDP) serait nécessaire. Pour répondre aux besoins à court terme (quantités supplémentaires) de Turbogás en 2003 ([...]* millions de m³, ce qui était une valeur se situant à la limite inférieure de sa demande annuelle à court terme), la demande [...]* des plus grands clients GCI non contrôlés par EDP en 2003 serait nécessaire. (198)

251. En ce qui concerne les différences de volumes fournis, les parties font valoir dans leur réponse qu'après l'ouverture des marchés gaziers, des "groupements d'achats/consortiums/ entreprises" se formeraient, ce qui conduirait à une augmentation des volumes d'achat des GCI. La Commission note qu'ENI n'étaye pas cette affirmation, qu'elle base uniquement sur une référence vague à l."expérience étrangère". Cette omission est significative si l'on considère qu'ENI a une expérience et un accès immédiats aux informations sur au moins trois autres marchés du gaz naturel de l'UE dans lesquels la demande des GCI est déjà libéralisée, à savoir l.Italie, l'Espagne et l.Allemagne. Il est donc loin d'être certain, et cela reste en fait très douteux, que la demande des groupes/consortiums d'achat industriels aurait pour effet de niveler les très importantes différences de demande des GCI, des ELD et des TGCC.

252. Les difficultés de planification des volumes et de la flexibilité ne sont pas les seuls obstacles à la réorientation de l'offre. Celle-ci requiert également une modification de la stratégie de marketing, de la politique du personnel (qualification, formation), de la gestion des risques, de la gestion de la flexibilité, de la gestion des contrats et du calcul des prix et des marges.

Elle peut exiger aussi un ensemble différent de services supplémentaires offerts aux clients. Par exemple, les clients secondaires sur le marché de gros pourraient avoir besoin d'un soutien logistique et commercial spécifique (comme des services de comptage multi-client, des services de facturation multi-client, une aide à la commercialisation multi-client) que les entreprises approvisionnant les clients de détail ne seraient pas toutes disposées ou capables de fournir. En revanche, les GCI seront très intéressées par une assistance technique en vue d'optimiser leur consommation d'énergie.

253. En ce qui concerne l'arbitrage, il convient de souligner que celui-ci est bien sûr possible entre les trois groupes de clients au sein du même groupe d'entreprises. Par exemple, Iberdrola souligne que l'exploitation de TGCC et les activités de vente de gaz au détail permettent d'optimiser la gestion du gaz et de l'électricité en raison des possibilités d'arbitrage entre la vente de gaz ou son utilisation pour la production d'électricité, en fonction des prix respectifs. Cet arbitrage "interne" sera plus utile entre les ELD et les TGCC, étant donné que les besoins d'approvisionnement de celles-ci sont en partie complémentaires. Les ménages et les clients commerciaux ont besoin de plus de gaz en hiver, période au cours de laquelle la production d'hydroélectricité est également plus élevée au Portugal et donc la demande d'électricité produite par les TGCC est plus faible. L'arbitrage interne sera moins efficace entre les GCI et les deux autres groupes, car la demande des GCI est assez plate en été et en hiver. Mais pour les importateurs/fournisseurs approvisionnant les ELD (ou d'autres fournisseurs approvisionnant les clients ELD actuels) ou les GCI, l'exploitation de TGCC dans le même groupe d'entreprises signifiera toujours un avantage sous forme de "filet de sécurité" au cas où des contrats importants ou de nombreux petits contrats avec les clients des GCI ou des ELD sont perdus ou ne sont pas conclus comme prévu.

254. Cette possibilité d'arbitrage au niveau des fournisseurs/importateurs (au sein du même groupe) ne signifie toutefois pas que cet arbitrage (ventes entre clients) est possible entre les clients eux-mêmes. [...]* (199) Deuxièmement, ils ne seront pas nécessairement intéressé par un tel arbitrage : on ne peut pas s'attendre que même les grands clients industriels soient intéressés par le commerce d'énergie qui n'est pas leur activité de base ni leur domaine de spécialisation. Ces clients utiliseront leur pouvoir de négociation pour obtenir des prix moins élevés plutôt que d'essayer de réaliser une marge supplémentaire en vendant du gaz naturel. [...]*

255. En tout état de cause, la différence entre les volumes de fourniture rend impossible un arbitrage effectif entre les GCI, d'une part, et les ELD et les TGCC, d'autre part, ainsi qu'entre les ELD et les TGCC, notamment parce qu'il n'existe pas de marché au comptant entièrement développé et qu'on ne peut s'attendre à ce qu'un tel marché s'établira au Portugal dans un proche avenir. L'arbitrage n'est donc possible qu'entre les TGCC et les ELD et les GCI, ainsi qu'entre les ELD et les GCI. Fondamentalement, cet arbitrage signifierait rien moins que les TGCC deviendraient des grossistes approvisionnant les ELD et que les TGCC et les ELD deviendraient des fournisseurs des GCI. Cette entrée sur de nouveaux marchés n'est pas exclue. (Comme il sera examiné ci-après, cette entrée est même hautement probable en ce qui concerne EDP, qui a accès à la fois à une TGCC [TER]* et à une ELD ([Portgás]*") Toutefois, l'entrée sur le marché aurait lieu pour des raisons commerciales et en vue de marges bénéficiaires supplémentaires, et on ne peut pas s'attendre à ce que la discrimination par les prix entre ces trois groupes de clients soit ainsi supprimée.

256. Les parties affirment que la Commission ignore le fait que la demande de gaz des TGCC sera libéralisée avant celle des ELD et des GCI. Selon ENI, il faudrait par conséquent analyser d'abord l'approvisionnement des TGCC et ensuite, séparément, la réorientation possible de l'offre des TGCC vers les ELD et les GCI, et vice versa.

257. La Commission note tout d'abord que l'ouverture de l'approvisionnement des TGCC à la concurrence, initialement prévue pour 2004, a été reportée à 2005, alors qu'il est prévu d'avancer l'ouverture à la concurrence de l'approvisionnement des GCI à 2006. Par conséquent, la différence temporelle entre la fourniture aux GCI et la fourniture aux TGCC est fortement réduite, ce qui limite son importance au regard de la concurrence. Cela est d'autant plus vrai qu'aucune nouvelle TGCC n'entrera en service en 2005 et 2006, à l'exception de la troisième unité de la centrale TER d'EDP, pour laquelle le contrat gazier avec GDP a déjà été conclu. Par conséquent, les bénéfices potentiels de l'ouverture de l'approvisionnement en gaz des TGCC se limitent aux besoins à court terme de Turbogás et des centrales au gaz d'EDP. Par ailleurs, en raison de la nature même de ces besoins à court terme, leur importance exacte ne peut pas être prévue puisqu'elle dépend dans une large mesure du niveau très variable d'utilisation des TGCC.

258. Deuxièmement, contrairement à ce qu'affirment les parties, l'effet concurrentiel potentiel de cette succession d'ouvertures des marchés à la concurrence est parfaitement pris en compte par la Commission, qui a analysé les réorientations potentielles de l'offre des TGCC vers les GCI et les ELD.

259. Ensuite, les parties affirment également que les volumes de gaz naturel de réserve disponibles sont suffisants. Ils font état d'acteurs plus importants situés "de l'autre côté de la frontière espagnole [...]* sur un marché excédentaire". Sur ce point, la Commission note tout d'abord que la question de savoir si les marchés espagnols du gaz naturel seront ou non excédentaires au moment de l'ouverture effective des marchés portugais du gaz naturel reste sujette à discussion. La prétendue offre excédentaire sur les marchés espagnols à ce moment n'a pas été démontrée par les parties dans leur réponse. (200) Deuxièmement, l'existence même de cet excédent de l'offre en Espagne aurait peut de signification sans les moyens de réorienter l'offre vers le Portugal, ce qui dépend notamment de la capacité d'importation. Étant donné le manque d'ouverture effective des points d'entrée, le problème est donc purement hypothétique.201 Troisièmement, la réorientation de l'offre de l'Espagne vers le Portugal concerne plutôt la dimension géographique du marché que la taille des marchés de produits. À cet égard, les parties n'ont jamais prétendu qu'il existe, ou qu'il existera en temps voulu, un marché panibérique du gaz naturel.

260. Les parties affirment en outre que la Commission ne démontre pas que la réorientation de l'offre d'un groupe de clients vers l'autre comporterait d'importants coûts supplémentaires.

261. La Commission estime que cet argument ne soutient pas un examen plus approfondi. Comme les parties elles-mêmes l'ont fait valoir à plusieurs reprises, (202) la garantie de la flexibilité des approvisionnements en gaz a un certain prix et représente une certaine valeur reflétant les coûts sous-jacents. ENI a notamment avancé cet argument en rapport avec la flexibilité dont dispose GDP sur la base du contrat conclu avec Sonatrach en ce qui concerne le gazoduc hispano-portugais entrant sur le territoire portugais à Campo Maior.

Par conséquent, la flexibilité de l'approvisionnement des TGCC au Portugal comporte manifestement un certain surcoût supporté par les acteurs souhaitant approvisionner les TGCC au Portugal, même s'ils sont établis en Espagne (et même en supposant que la capacité d'interconnexion disponible était suffisante). Cela est vrai également, mais dans une moindre mesure, pour l'approvisionnement des ELD, dont la demande, comme indiqué précédemment, présente une importante variation saisonnière. Dès lors, toute réorientation de l'offre des GCI vers les ELD, des GCI vers les TGCC ou des ELD vers les TGCC comporte des surcoûts substantiels. Quant aux réorientations de l'offre en sens opposé, qui exigent moins de flexibilité, elles ne limiteraient pas le comportement concurrentiel des fournisseurs des TGCC (203) et des ELD, car celles-ci sont les groupes de clients qui exigent le plus de flexibilité. En outre, les flexibilités nécessaires pour les TGCC et les ELD ayant des caractéristiques très différentes, même les réorientations en temps voulu des TGCC "à haute flexibilité " vers les ELD "à flexibilité moyenne" ne sont pas faciles à gérer.

262. Ces coûts de flexibilité ne sont pas les seuls coûts encourus par les entreprises réorientant leur offre d'un groupe de clients vers un autre. Les entreprises doivent mettre en place une force de vente spéciale pour chacun de ces groupes de clients, ce qui exige, notamment dans le cas des GCI, une certaine masse critique de clients et, en ce qui concerne tout les groupes de clients, une certaine masse critique de volume de ventes par groupe, en vue d'une exploitation rentable. Dans leur réponse, les parties remarquent que "les nouveaux arrivants potentiels déclarent eux-mêmes que cela [c'est-à-dire la mise en place d'une force de vente spécialise; capacité en personnel/marketing] n'est pas un problème". À cet égard, ENI cite toutefois uniquement le point de vue d'un seul acteur du marché, (204) ce qui, de l'avis de la Commission, ne permet pas de conclure que ces coûts, en association avec les risques commerciaux, sont négligeables. Dans l'analyse du point de vue de cet acteur du marché, (205) ENI néglige aussi le fait que les gestionnaires espagnols des grands comptes gaziers de cette entreprise seront confrontés à des problèmes linguistiques non négligeables et à d'autres problèmes d'acceptation auprès des clients portugais, et il est donc tout à fait probable que cet acteur du marché, comme tous les autres nouveaux arrivants potentiels, devra lui-même former du personnel portugais spécifique ou engager ce personnel auprès de l'opérateur historique. En outre, même dans ce dernier cas, les gestionnaires des grands comptes, lorsqu'ils quittent une entreprise, ne peuvent pas simplement emporter des clients et exploiter ces contacts, de sorte que les nouveaux arrivants sur ces marchés devront investir plus longtemps dans le marketing avant de pouvoir couvrir ces coûts par des recettes, pour autant qu'ils arrivent à acquérir suffisamment de clients et que les marges de leurs contrats soient positives (ce qui n'est pas garanti). Somme toute, cela exige des investissements substantiels et empêche une réorientation en temps voulu de l'offre d'un groupe de clients vers un autre.

263. Ces coûts supplémentaires ne sont pas suffisamment compensés par le fait que, selon les parties, les activités sur ces marchés voisins de la fourniture de gaz naturel aux TGCC, aux ELD et aux GCI au Portugal conduisent à une plus grande rentabilité, notamment en ce qui concerne la réalisation d'une taille critique nécessaire pour négocier un contrat gazier en amont et pour faire en sorte que la chaîne d'approvisionnement soit rentable. À cet égard, il est important de rappeler que l'entrée sur un marché, quel qu'il soit, comporte des risques commerciaux spécifiques. Des gains de rentabilité peuvent par conséquent être réalisées plus facilement par les entreprises déjà solidement établies sur un ou deux de ces marchés de produits, qui doivent seulement supporter le risque commercial supplémentaire d'une nouvelle entrée sur un seul autre marché. Au Portugal, cela n'est le cas pour aucune entreprise. Ces économies ont par conséquent une plus grande incidence sur la compétitivité de GDP vis-à-vis des nouveaux arrivants que sur la question de la définition du marché de produits.

264. Il convient de rappeler que la communication de la Commission sur le marché en cause définit la substitution de l'offre comme celle qui a lieu à "court terme" (défini comme une période qui n'exige pas une adaptation notable des immobilisations corporelles et incorporelles existantes) (paragraphe 20 de la communication) ou "immédiatement" (paragraphe 21). Outre l'adaptation notable des immobilisations corporelles et incorporelles existantes, la communication attire également l'attention sur les investissements supplémentaires, la révision des décisions stratégiques ou les retards qui empêchent la prise en compte de la substituabilité du côté de l'offre pour la définition du marché.

265. Compte tenu de ces faits et après avoir examiné les arguments d'ENI, la Commission maintient que la substituabilité du côté de l'offre et l'arbitrage ne sont pas suffisants pour conduire à un élargissement des marchés de produits en cause dans le cas présent.

Remarques générales d'ENI concernant la définition du marché

266. ENI prétend que fonder la définition du marché en cause sur des caractéristiques telles que les perceptions des parties et des concurrents, la différence entre les marges ou différents taux de croissance est contraire aux bonnes pratiques et aux principes de la communication sur le marché en cause.

267. La Commission ne partage pas ce point de vue. Elle n'affirme pas, et elle n'a pas l'affirmé dans la communication des griefs, que l'un ou l'autre de ces éléments, considéré séparément, est suffisant pour conclure à l'existence de marchés distincts. Toutefois, tous ces critères sont pertinents et doivent être pris en considération aux fins de la définition du marché. La Commission rappelle que la communication sur le marché en cause ne crée pas un système fermé de preuves pouvant être utilisé pour définir les marchés en cause dans différents cas. Elle considère également que le point de vue des parties et des concurrents en ce qui concerne la segmentation du marché en termes commerciaux influence la concurrence entre les entreprises sur ces marchés ou segments de marché, particulièrement si les perceptions des parties et des concurrents convergent dans une large mesure. Les taux de croissance prospectifs et les marges réalisables/réalisées sont un élément important de la décision commerciale d'être actif ou non sur un marché déterminé. En ce qui concerne ce dernier point, dans un système de monopole, la Commission ne peut pas avoir accès à plus d'informations que celles dont dispose le monopoleur. Différentes marges dans ce contexte peuvent témoigner de différentes élasticités-prix croisées.

268. Les parties citent en outre le passage de la communication selon lequel "un marché de produits en cause comprend tous les produits et/ou services que le consommateur considère comme interchangeables ou substituables en raison de leurs caractéristiques, de leur prix et de l'usage auquel ils sont destinés", alléguant que la communication des griefs ne prend pas en considération ces éléments cités dans la communication sur le marché en cause.

269. La Commission ne partage pas le point de vue d'ENI : dans sa communication des griefs, elle a souligné les différences entre les caractéristiques des paquets de produits/services "fourniture de gaz naturel aux TGCC, ELD et GCI". La Commission a montré que, dans tous ces cas, il est erroné de parler de la vente d'un simple produit de base "X m³ de gaz naturel" et que le service de flexibilité, l'assistance technique et le service à la clientèle offerts par le fournisseur sont des caractéristiques essentielles de chaque paquet produit/service particulier, ce qui fait que ce paquet est différent pour chacun des trois groupes de clients. La Commission a préféré se focaliser sur les marges plutôt que sur les différences de prix, car sur un marché monopolistique, et dans la mesure où elles diffèrent, les marges sont de meilleurs indicateurs du degré de pouvoir de marché de l'entreprise dominante à l'égard de différents groupes de clients et donc des fourchettes de prix probables après l'ouverture du marché. Enfin, la Commission répète que, comme elle l'a fait valoir dans la communication des griefs, l'utilisation du gaz naturel est évidemment différente pour les TGCC (brûlage du gaz naturel pour produire de l'électricité), les ELD (vente du gaz à leurs petits clients) et pour les GCI (utilisation du gaz comme source d'énergie à des fins industrielles).

Conclusion

270. Pour les raisons expliquées ci-dessus et aux fins de la présente décision, les marchés de produits gaziers suivants sont pris en considération :

- fourniture de gaz aux TGCC,

- fourniture de gaz aux ELD,

- fourniture de gaz aux GCI (grands clients industriels),

- fourniture de gaz aux petits clients (clients industriels plus petits, clients commerciaux et ménages).

3. Marchés géographiques du gaz naturel

271. Les parties estiment que le marché de la fourniture de gaz naturel au Portugal est de dimension nationale, mais elles ont tendance à considérer l'approvisionnement des clients des ELD comme étant de dimension locale.

272. La Commission est d'accord sur le fait que les marchés concernés par cette opération, tels que définis ci-dessus, ne dépassent pas les frontières nationales.

273. Le cadre technique et réglementaire pour un marché plus large n'a pas encore été imaginé. Il convient de noter également qu'aucun concurrent n'est actuellement en mesure d'avoir accès à la capacité de transport dans le gazoduc qui relie l'Espagne au Portugal. Même si une réglementation était imposée pour permettre aux tiers d'accéder au gazoduc, les documents soumis par les parties indiquent qu'il n'y a guère de capacité libre qui pourrait être réservée par les concurrents pour importer du gaz d'Espagne vers le Portugal à titre permanent. Par conséquent, la Commission estime que tous les marchés définis dans cette communication conserverons une dimension nationale dans un proche avenir.

274. En ce qui concerne l'approvisionnement des petits clients (à savoir les petits clients industriels, les clients commerciaux et les ménages), la question se pose de savoir si ce marché est plus petit qu'un marché national. En effet, les ELD bénéficient actuellement d'un monopole local dans la zone définie par leur concession.

275. Toutefois, à la suite de l'ouverture à la concurrence du marché de la fourniture de gaz naturel aux petits clients, cette zone pourrait rapidement devenir un marché de dimension nationale, et ce pour plusieurs raisons. Tout d'abord, la réglementation sera uniformisée dans l'ensemble du Portugal. Deuxièmement, la création d'entreprises de fourniture non réglementées et dissociées constituera une incitation à la concurrence sur une base nationale, étant donné que ces entreprises, d'une part, devront investir dans la stratégie de marque à une échelle nationale et, d'autre part, seront incitées à se faire la concurrence à une échelle nationale pour atteindre plus rapidement une masse critique et acquérir une partie des clients qui quittent le fournisseur réglementé de leur concurrent pour passer au marché libre. (206) Troisièmement, les nouveaux arrivants potentiels devront nécessairement se concurrencer à une échelle nationale pour atteindre la masse critique. Quatrièmement, GDP sera également incitée à rationaliser ses participations lorsqu'elle aura consolidé ses positions majoritaires. (207) Cette rationalisation sera encore plus rapide pour le ou les nouveaux fournisseurs non réglementés, pour lesquels une organisation de dimension nationale serait beaucoup plus efficace, pour les mêmes raisons que pour d'autres fournisseurs non réglementés et les nouveaux arrivants. (208) Cinquièmement, il convient de mentionner que, par analogie avec le marché de fourniture de gaz aux petits clients, la fourniture d'électricité avant l'ouverture des marchés était également organisée dans le cadre de plusieurs zones de commercialisation. Après l'ouverture du marché (et donc sa dimension nationale), EDP a fusionné ses sociétés locales au sein d'une seule entreprise nationale, étant donné la dimension nationale du marché.

276. Enfin, l'expérience acquise en Espagne semble indiquer que cette transformation peut arriver à très bref délai. D'après l'étude de marché effectuée par la Commission en Espagne, tout porte à croire que les marchés espagnols ont très rapidement pu acquérir une dimension nationale après l'ouverture à la concurrence de ces groupes de clients. Les acteurs du marché ont clairement indiqué que, par leurs fournisseurs commerciaux ("comercializadoras"), ils sont devenus actifs en dehors de leur zone historique et, en principe, bien que se fixant certaines priorités de marketing, essaient de couvrir la totalité du territoire espagnol.

277. Compte tenu des circonstances décrites ci-dessus, cette évolution peut a fortiori avoir lieu également au Portugal, dont le territoire national est beaucoup plus petit. (209)

278. En tout état de cause, pour les raisons exposées précédemment, même si le marché de l'approvisionnement en gaz des petits clients devait rester régional pour une plus longue période, les problèmes de concurrence détectés pour les petits clients en ce qui concerne l'élimination de la concurrence potentielle (et donc le renforcement de la position dominante) subsisteraient. Par conséquent, aux fins de la présente décision, la définition du marché géographique en ce qui concerne le marché de la fourniture aux petits clients peut rester ouverte.

279. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties ne contestent pas les définitions de marché géographique ci-dessus.

V. ANALYSE CONCURRENTIELLE

A. Marchés de l'électricité

1. Vente d'électricité en gros

280. La Commission est d'avis que l'opération, pour les raisons indiquées ci-après, renforcerait la position dominante d'EDP sur le marché de la vente d'électricité en gros au Portugal, ce qui aurait pour effet que la concurrence effective serait notablement entravée sur ce marché.

(a) EDP détient une position dominante sur le marché de la vente d'électricité en gros au Portugal

281. À l'issue de l'enquête approfondie de la Commission, il apparaît qu'EDP détient une position dominante sur le marché de gros au Portugal, que l'on considère sa situation dans la structure actuelle ou après la résiliation des AAE.

282. La puissance significative d'EDP sur le marché est attestée par plusieurs éléments.

EDP détient [70-80]* % de la capacité de production, représente [70-80]* % de la production et est le plus gros importateur d'électricité

283. Dans la structure actuelle, où l'énergie commercialisée en gros dans le segment ouvert du marché (SENV) représente près de 15 % de la consommation totale d'électricité, EDP représente [70-80]* % de l'énergie vendue sur le marché de gros libéralisé, c'est-à-dire produite par EDP au sein du SENV ou importée d'Espagne (210).

284. EDP détient 100 % de la production actuelle au sein du SENV (211) et les lignes d'importation en provenance d'Espagne sont souvent saturées (212). De nouvelles capacités importantes ont été installées en 2004 qui renforceront encore la prédominance d'EDP. Il s'agit de la première des deux tranches de la centrale TGCC de l'EDP à Ribatejo ("TER") dont une tranche de 400 MW est déjà en service, et l'autre de [...]*

285. Bien que les importations en provenance d'Espagne représentent une part importante de l'énergie totale commercialisée dans le SENV, les importations d'EDP ou de ses filiales ont représenté [50-60]* % du total des importations, alors que les concurrents ne représentaient que [30-40]* % et REN [20-30]* % (213). Les parts d'EDP dans les importations peuvent fluctuer à l'avenir, en fonction de la stratégie d'EDP. En particulier, malgré l'expansion de sa capacité de production au Portugal, EDP pourrait choisir de continuer à importer d'Espagne une petite partie de ses besoins (par ex. auprès d'Hidrocantábrico) et réduire ainsi sensiblement le capacité d'interconnexion disponible pour ses concurrents. Enfin, il faut garder à l'esprit que l'électricité importée par les concurrents ne représentent que 2 à 3 % de la consommation totale d'électricité au Portugal.

286. En ce qui concerne la part d'EDP dans la puissance installée totale ainsi que dans la production nette d'électricité au Portugal, la situation en 2003 est la suivante :

287. Comme l'indique le tableau ci-dessus, EDP contrôle 70 % de la puissance installée totale et 70 % de la production nette d'électricité au Portugal, ce qui la situe loin devant les autres opérateurs. Turbogás, entreprise contrôlée par l'électricien allemand RWE (214), dans lequel EDP détient une participation de 20 %, représente, avec sa centrale TGCC, 8,6 % de la puissance installée totale et 13 % de la production nette. Tejo Energia, une entreprise commune à la société britannique International Power et au groupe espagnol Endesa (dans laquelle EDP détient une participation de 10 %), représente 5 % de la puissance installée et 10 % de la production portugaise (centrale à charbon). Les autres producteurs du régime spécial (PRE) représentent 16 % et 6 % de la puissance installée et de la production électrique, respectivement.

288. [...]* (215)

289. Il est donc clair que par sa capacité de production, EDP domine le marché de gros portugais, que ce marché englobe le SEP et le SENV, ou seulement le SENV et, s'il constitue un marché, le SEP, séparément. EDP demeurera dominant après la suppression des AAE

290. Si l'on considère le marché de gros après la résiliation anticipée des AAE, attendue pour bientôt, la position dominante d'EDP sera maintenue pour les raisons énoncées ci-après.

291. Du côte de l'offre, toute la production précédemment liée sera disponible sur le marché de gros ouvert, qui englobera alors la totalité de la production électrique portugaise ainsi que les importations en provenance d'Espagne.

Le parc productif d'EDP restera sans égal

292. Le rôle central d'EDP sur le marché ne sera pas remis en cause, non seulement du fait de sa capacité de production, mais également en raison de la diversité de ses sources primaires, qui comprennent le pétrole, le charbon, le gaz naturel et l'hydraulique ainsi que d'autres énergies renouvelables. Une telle "combinaison productive" permet à EDP de bénéficier d'une très grande capacité de fixation du prix marginal. En effet, de par les caractéristiques du coût d'opportunité et du coût marginal des différentes technologies de production, les centrales à charbon tendent à fixer les prix principalement en fonction de la demande en base, tandis que les centrales hydroélectriques, à gaz et à l'occasion au pétrole, sont prédominantes en période de pointe. À cet égard, l'enquête de la Commission indique qu'entre 2001 et 2003, EDP a exploité la centrale qui a fixé le prix marginal de l'électricité fournie à REN (c'est-à-dire la centrale au coût variable le plus élevé servant à répondre à la demande) pendant [60-80]* % du temps (216).

293. Étant donné la diversité et l'ampleur du parc productif d'EDP, cette situation ne se modifiera pas sensiblement, ni après la résiliation des AAE, ni du fait des importations, ni en raison d'éventuels ajouts de capacité par les concurrents.

Le régime de compensation CMEC favorise les opérateurs historiques

294. Dans ce contexte, il faut tenir compte du fait qu'un régime de compensation sera bientôt mis en œuvre par le Gouvernement portugais afin d'indemniser les électriciens auparavant couverts par les AAE, pour leurs pertes éventuelles après la suppression de ces accords. Hormis la centrale TER entrée en service en 2004, la grande majorité du parc d'EDP relève du régime des coûts échoués.

295. Comme la Commission l'explique dans sa décision du 22 septembre 2004 (aide d'État n°161-04 - coûts échoués pour le Portugal au Portugal), "après la résiliation des AAE, les producteurs seront indemnisés de façon à pouvoir, malgré l'ouverture du marché, maintenir le volume de leurs ventes (et ainsi limiter les risques auxquels ils seraient confrontés dans le cas contraire) même si les centrales concernées sont intrinsèquement moins efficaces que les centrales que d'éventuels nouveaux arrivants pourraient souhaiter construire à l'avenir". De ce fait, l'EDP pourra maintenir en exploitation l'ensemble de son parc, y compris les centrales qui seraient, en l'absence de ce régime, moins compétitives que de nouvelles centrales au gaz.

296. Pour les raisons déjà évoquées à propos de la délimitation géographique du marché, la mise en œuvre de ce régime d'indemnisation peut avoir un impact significatif sur la formation des prix sur le marché ainsi que sur les incitations pour les acteurs du marché. L'étude du marché effectuée par la Commission souligne en particulier que ce régime permet de protéger l'opérateur historique contre les nouveaux arrivants, car il peut s'en servir pour abaisser les prix (et donc les recettes et les marges des nouveaux arrivants) sans aucune perte pour lui-même. Dans ses documents stratégiques, EDP souligne lui-même les effets bénéfiques de ce régime décennal pour l'exploitation de son parc productif (217). Du fait de la mise en œuvre d'un régime d'indemnisation, la résiliation des AAE n'affectera donc pas la position dominante d'EDP.

297. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties font valoir que la Commission n'ayant pas soulevé d'objection concernant la compatibilité de l'aide avec le Marché commun, elle doit avoir jugé que les éventuelles distorsions induites par le régime CMEC étaient limitées, puisqu'elle n'aurait pu approuver le régime dans le cas contraire.

298. Toutefois, le simple fait d'avoir, par sa décision du 22 septembre 2004, jugé l'aide d'État compatible avec le Marché commun sur la base des objectifs fixés à l'article 87, paragraphe 3 du traité CE (218) n'empêche pas la Commission d'examiner les conséquences d'un tel régime d'aide sur la position d'EDP, aux fins de la présente décision. Au contraire, il ressort de la jurisprudence que "en adoptant une décision sur la compatibilité d'une concentration entre entreprises avec le Marché commun, la Commission ne saurait ignorer les conséquences de l'octroi d'une aide d'État à ces entreprises sur le maintien d'une concurrence effective dans le marché concerné" (219). En outre, comme expliqué plus haut, la Commission a expressément considéré, dans sa décision du 22 septembre 2004, que l'octroi d'une compensation aux producteurs d'électricité du fait de la suppression des AAE comportait un avantage pour les bénéficiaires, dont le plus important et, de loin, EDP. Par conséquent, la Commission n'est pas incohérente par rapport à sa décision antérieure en considérant, aux fins de la présente décision, que l'indemnisation accordée par les autorités portugaises suite à la suppression des AAE favorisera les opérateurs historiques ou, tout au moins, ne remettra pas en cause la position dominante d'EDP.

Le rôle d'EDP Distribução en qualité de détaillant réglementé renforce EDP

299. Il convient également de tenir compte du fait que, côté demande, EDP Distribução (EDPD), en qualité de détaillant réglementé, assumera la fonction d'acquéreur d'énergie pour le marché réglementé, qui représente actuellement 90 % de la consommation au Portugal. En l'absence de règles particulières régissant le comportement d'achat d'EDPD, détaillant dominant (voir plus loin la section concernant l'offre d'électricité au détail), celui-ci, selon toute vraisemblance, achètera l'électricité à sa propre société de production (EDP) dans le cadre d'accords bilatéraux au sein du groupe.

300. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties font valoir que dans le cadre réglementaire actuel (décret-loi 185-2003) "l'article 14, paragraphe 5 (conjointement aux paragraphes 1 et 2) fait obligation au titulaire d'une licence en haute et moyenne tension (cas d'EDPD) d'acquérir sur le marché de gros organisé (à créer) une quantité d'énergie équivalente à celle acquise auparavant par le titulaire de la concession du RNT (c.à.d REN) dans le cadre des AAE. EDPD ne sera ainsi en mesure de conclure des contrats bilatéraux que pour la part de sa demande pour laquelle il n'est pas possible de s'approvisionner sur le marché" (220). Une lecture attentive du décret-loi ne confirme pas cet argument : l'article 14 du décret-loi, intitulé "fonctionnement transitoire", s'applique uniquement à la période transitoire au cours de laquelle le rôle d'acheteur unique de REN est achevé mais où quelques AAE sont encore en vigueur. Dans ce cas, l'article 14, paragraphe 5 (conjointement avec les paragraphes 1 et 2) obligerait seulement EDP à acheter sur le marché de gros des volumes d'électricité équivalents à ceux visés dans les AAE qui ne seraient pas encore résiliés à ce moment, et jusqu'à leur suppression. Cette contrainte (que les parties présentent comme permanente) est donc purement transitoire, de portée très limitée (221), et les conditions de son application ont peu de chances d'être réunies.

301. En ce qui concerne le futur cadre réglementaire, les parties arguent qu'une "disposition similaire applicable aux détaillants réglementés" se trouve à l'article 3 de l'accord international signé le 1er octobre 2004 par le Portugal et l'Espagne. Toutefois, l'article 3 de cet accord ne contient pas cette disposition, car il donne simplement la liste des entités qui seront autorisées à acheter de l'électricité sur le MIBEL. Il ne prévoit aucune obligation pour le détaillant réglementé d'acheter un certain volume d'électricité sur le MIBEL. Par conséquent, la Commission considère infondé l'argument des parties, qui vise à démontrer qu'EDP sera dans l'impossibilité de bénéficier des avantages mis en lumière au cours de l'enquête et décrits plus haut.

L'addition de la centrale TER dans le parc d'EDP est importante

302. Côté offre, il convient de tenir compte des nouvelles capacités qui seront ajoutées dans un proche avenir. Le plus important ajout sera la centrale TGCC "TER", d'EDP, dont la troisième tranche sera couplée au réseau en 2006 et qui disposera d'une puissance installée totale de [1000 - 1500]* MW. TER pourra produire 8000 GWh/an, ce qui représente près de 20 % de la consommation du Portugal (222). Outre sa capacité de production, cette centrale confèrera également à EDP un avantage stratégique sur le marché, étant donné qu'elle se situe au milieu de l'ordre de préséance économique, c'est-à-dire à un niveau de demande d'électricité très souvent observé. De ce fait, TER sera vraisemblablement la centrale marginale, qui fixera le prix du marché pendant une bonne partie du temps. En outre, TER est plus efficace que d'autres centrales TGCC au Portugal (Turbogás), et par conséquent, la précède dans l'ordre de préséance économique portugais. [...]* TER sera donc vraisemblablement plus souvent appelée que Turbogás, voire sera appelée à la place de Turbogás (par rapport à la situation actuelle). TER aura donc une incidence négative sur les parts de marché de Turbogás. De ce point de vue, les documents internes d'EDP confirment que, grâce à TER, EDP sera bien à même de consolider son avance en termes de capacité de production et de parts de marché, ainsi que ses capacités de fixation du prix marginal sur le marché portugais. EDP mentionne donc [...]* (223). Il indique également que [...]* (224).

303. Selon la réponse des parties à la communication des griefs, le fait que TER soit plus efficace que Turbógas ne confère pas d'avantage significatif à EDP. Ils arguent que, TER la précédant dans l'ordre de préséance économique, c'est Turbogás qui fixera le prix marginal sur le marché.

304. Cet argument ne tient cependant pas compte du fait que, TER étant plus efficace, Turbogás sera appelée moins souvent qu'actuellement. En outre, lorsque Turbogás ne sera pas appelée, TER fixera probablement le prix, du fait de sa situation en milieu de liste de préséance. Les parties ne contestent d'ailleurs pas le fait, expliqué plus haut, que sa combinaison de sources primaires lui permettant de répondre à la demande en base aussi bien qu'en pointe, EDP exploitait déjà la centrale qui, 60 à 80 % du temps, a fixé le prix marginal de l'électricité entre 2001 et 2003, avant que TER n'entre en service.

Les projets des concurrents sont très incertains et EDP peut influer sensiblement sur l'un d'entre eux

305. En ce qui concerne les nouvelles capacités de production à construire par des tiers, les parties ont indiqué (225) qu'il y aurait trois autres TGCC au Portugal en 2007 : une à Pego qui sera exploitée par Tejo Energia, une deuxième à Figueira da Foz qui sera exploitée par Iberdrola, et une troisième à Sinès qui sera exploitée par Gas Natural. Si ces TGCC entrent en service en 2007, EDP ne subira aucune pression concurrentielle au cours des deux à trois prochaines années. Toutefois, l'enquête approfondie de la Commission a confirmé en outre que de nombreuses incertitudes demeurent quant à la concrétisation de ces trois projets à terme ou, tout au moins, en 2007.

306. En premier lieu, dans le cas d'Iberdrola, le projet d'une nouvelle centrale TGCC est loin d'être assuré. S'il est vrai qu'Iberdrola a confirmé des "plans pour le démarrage d'une TGCC de 2x400 MW à Figueira da Foz au second semestre de 2007" (226). Toutefois, la réalisation de ces plans, selon les propres termes d'Iberdrola, est seulement envisagée "si les conditions du marché sont satisfaisantes (processus réglementaire et administratif, conditions équitables concernant la tarification de l'électricité, etc")." (227). Le projet d'Iberdrola dépend encore de deux facteurs importants : i) l'obtention en temps utile des permis nécessaires, qui dépend de l'attitudes des autorités centrales, et ii) les conditions du marché à la suite de l'adoption du régime d'indemnisation au Portugal.

307. Concernant le premier de ces facteurs, Iberdrola explique que :

"En ce qui concerne le processus administratif, les autorités locales sont très coopératives, car la TGCC représente un gros investissement au plan local. Iberdrola est cependant confronté à de grosses difficultés avec les autorités centrales [...]*" (228).

308. Sur le second facteur, la position d'Iberdrola est la suivante :

"En ce qui concerne les conditions de la tarification (mécanismes des coûts échoués), Iberdrola considère que les coûts de passage à la concurrence en Espagne ont entraîné de fortes distorsions sur le marché de l'électricité.[...]* En cas d'application d'un système similaire au Portugal, le MIBEL deviendrait un système d'échange entre deux marchés faussés. La distorsion des prix due aux CTC influe fortement sur la décision d'investir. Si le régime d'indemnisation portugais est analogue à celui appliqué en Espagne, il peut avoir une forte incidence sur la concurrence future au Portugal. En effet, un tel système permet au principal opérateur, à savoir EDP, de fixer les prix à un niveau suffisamment bas, sans enregistrer de pertes, pour exclure du marché les futurs concurrents (qui ne peuvent bénéficier du régime). En Espagne, Iberdrola manque de CTC et ne pourrait les utiliser pour compenser les pertes au Portugal. En cas d'application au Portugal d'un régime analogue à celui de l'Espagne, l'impact sur la concurrence sera très important et EDP aura la possibilité d'agir de manière stratégique. De ce fait, Iberdrola devra réétudier en profondeur la question de son développement au Portugal, tant au niveau de la centrale TGCC que des importations. Iberdrola devra en particulier évaluer la pertinence de ces investissements dans ce nouvel environnement. La société ne peut en effet se permettre d'investir au Portugal pour se retrouver dans une situation où les ventes ne lui permettent pas de rentrer dans ses frais." (229).

309. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties arguent qu'Iberdrola a décidé d'investir dans une nouvelle centrale TGCC après la décision de mettre fin aux AAE et d'instaurer un système d'indemnisation. Cet argument ne tient cependant pas compte du fait que les modalités du régime de compensation prévu n'étaient pas encore connues des exploitants tels qu'Iberdrola avant l'adoption de la décision de la Commission du 22 septembre 2004 de ne pas soulever d'objections contre ce régime. En outre, contrairement à ce qu'impliquent les arguments des parties, Iberdrola considère bien (230) que le régime d'indemnisation affecte la compétitivité des nouveaux arrivants et doit être appréhendé comme une barrière à l'entrée. Par conséquent, il est loin d'être assuré qu'Iberdrola décide en définitive de construire une nouvelle centrale TGCC au Portugal en 2007.

310. En deuxième lieu, en ce qui concerne la TGCC à construire par Tejo Energia à Pego (Tejo II), l'enquête approfondie de la Commission n'a pas confirmé qu'une décision ferme a été prise concernant la construction et l'exploitation d'une telle centrale, encore moins sur l'exploitation de celle-ci à partir de 2007. En fait, ce projet reste en suspens en raison des vues divergentes parmi les actionnaires ainsi que des incertitudes concernant le financement (231).

311. [...]*

312. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties ne contestent pas le fait que la construction de cette nouvelle centrale TGCC n'a pas encore fait l'objet d'une décision définitive.

313. EDP indique seulement qu'il ne sera pas en mesure de s'opposer à cette décision [...]* (232).

314. [...]*

315. [...]*

316. [...]*

317. En troisième lieu, en ce qui concerne Gas Natural, cette société explique à la Commission que "l'entrée en service de la TGCC était prévue pour 2007/2008 mais elle risque fort d'être retardée [...]* (233).

318. Il ressort clairement de ce qui précède que la concrétisation des trois nouvelles centrales TGCC annoncées est encore loin d'être assurée, et que des incertitudes importantes pèsent sur la date de leur éventuelle entrée en service. En outre, plusieurs études ne prévoient pas de nouvelles centrales TGCC (sauf TER) : l'étude REN/REE "Prevision conjunta de la cobertura" de décembre 2003 ne prévoit pas que de nouvelles centrales TGCC, hormis les trois tranches de la TER, seront nécessaires pour satisfaire la demande jusqu'en 2008. De même, selon ENI, le "Plano de Expansão do Sistema Electroproductor (DGE, 2002) estime que, afin de satisfaire la hausse de la demande électrique portugaise pour la période 2008-2012, [seule] la capacité de production au gaz suivante sera nécessaire : i) pour 2009-2010, 2 turbines à gaz de 160 MW chacune, correspondant à une consommation de gaz naturel de 180 millions de m³ par an [...]*; ii) en 2011, 3 TGCC de 400 MW chacune, correspondant à une consommation de gaz naturel d'1,2 milliard de m³ par an [...]" (234). Dans sa réponse à la communication des griefs, EDP ne conteste pas l'évaluation faite dans cette étude, mais se contente d'affirmer, sans explication, qu'il ne s'agit pas d'une étude "officielle". Il n'en demeure pas moins que ces éléments confirment la forte probabilité qu'aucune nouvelle TGCC ne sera construite par des concurrents indépendants dans un avenir prévisible, ou que cette construction n'interviendra pas avant 2010.

319. En outre, il convient également de tenir compte du fait qu'EDP pourrait agir de nombreuses manières pour retarder ces projets, [...]*, par exemple en tentant d'anticiper sur ses concurrents par l'accélération d'un nouveau projet de construction de sa deuxième TGCC (235). À ce titre, il y a notamment lieu de noter que [...]* (236). Cela n'a pas été contesté par EDP dans sa réponse à la communication des griefs. Au contraire, EDP a confirmé à la Commission (237) que [...]*.

320. Enfin, même si les TGCC étaient opérationnelles en 2007/2008, ce qui est peu probable, la position dominante d'EDP ne serait pas affectée, étant donnée la taille relative de son parc productif et sa combinaison de sources primaires. En effet, si toutes les tranches de ces nouvelles centrales TGCC entraient en service simultanément en 2008, elles représenteraient seulement 14 % de la puissance installée en 2008 (238). En outre, EDP conserverait ses centrales hydroélectriques et à charbon (239), qui lui permettent de fixer les prix aux heures où les TGCC ne sont pas les centrales marginales.

Les accords relatifs aux capacités avec les concurrents risquent d'avoir un effet paralysant sur les comportements relevant d'un marché concurrentiel (240)

321. Hormis ces projets, l'enquête effectuée par la Commission indique que le principal électricien d'Espagne, Endesa, ne livrera probablement pas de concurrence agressive envers EDP. En effet, les deux opérateurs historiques collaborent déjà dans plusieurs projets au Portugal : Tejo Energie (centrale au charbon) et une éventuelle centrale TGCC, ainsi que Portgás (entreprise locale de distribution). [...]* (241). 322. [...]* (242) (243) (244) (245)

323. [...]* (246)

324. En réponse aux éléments précités (points 321 à 323) selon lesquels [...]*, EDP se borne à indiquer, dans sa réponse à la communication des griefs, que les observations contenues dans [...]* ne correspondent pas nécessairement à ses vues. En outre, comme indiqué plus haut, [...]* La demande va augmenter, mais rien ne permet d'affirmer que cela entraînera la construction de trois nouvelles centrales TGCC avant 2010

325. Selon Iberdrola, "3 TGCC pourraient entrer en service dans les années à venir" (247). Toutefois, cet avis est contredit [...]*, qui indique que [...]* (248), ainsi que la prévision de puissance installée par le gestionnaire de réseau REN et la direction générale portugaise de l'énergie (DGE). En effet, dans leur étude conjointe "Previsión conjunta de la cobertura de la demanda - Periodo 2004-2012", publiée en décembre 2003, REN et REE prévoient que la puissance installée en centrales thermiques classiques au Portugal (c'est-à-dire aussi bien les TGCC que les centrales au charbon et au pétrole) passera de 5507 MW en 2004 à 6313 MW en 2012, ce qui ne représente qu'une augmentation de 800 MW, correspondant aux deux unités de la TER qui n'ont pas encore entamé leur exploitation commerciale. REN/REE ne prévoit pas d'insuffisance de la puissance installée par rapport à la demande de pointe au Portugal avant 2012, même dans le cas de la construction d'une seule TGCC supplémentaire (TER), la puissance installée (249) étant de 14 à 20 % supérieure à la demande de pointe, selon l'année considérée. De même, la DGE prévoit (250) que la consommation de gaz des TGCC augmentera de 1,5 milliard de m³ entre 2002 et 2011, avec une hausse de 1,2 milliard de m³ entre 2004 et 2011. Étant donné qu'il s'agit du volume total de gaz qui sera consommé en moyenne par les trois tranches de la TER, il apparaît clairement que le ministère portugais chargé des questions énergétiques ne s'attend pas à ce que d'autres TGCC soient construites avant 2011.

326. [...]*.

327. La construction de TGCC supplémentaires par des concurrents indépendants est d'autant moins probable que, comme indiqué au point 2, [...]*

328. Enfin, comme déjà mentionné, le régime CMEC est susceptible de retarder l'arrêt de centrales anciennes moins efficaces, et par conséquent de retarder également la demande de nouvelles centrales (qui seront vraisemblablement des TGCC).

329. Dans leurs réponses à la CG, les parties arguent que, dans son évaluation du besoin de construction de nouvelles TGCC, la Commission n'a pas tenu compte i) de l'élimination des centrales au pétrole et de la réduction de l'utilisation des centrales au charbon, ainsi que ii) de la réserve de quotas d'émissions de CO2 constituée dans le plan national d'allocation de quotas portugais pour 2005-2007.

330. En ce qui concerne le premier argument, l'enquête effectuée par la Commission a révélé que les CMEC, en indemnisant les centrales les moins efficaces, maintiendront leur rentabilité même avec l'augmentation des coûts sous-jacents, ce qui empêchera leur mise à l'arrêt et leur remplacement par des centrales plus efficaces. Cet effet est souligné par les autorités réglementaires portugaises et espagnoles elles-mêmes (251).

331. [...]*

Les importations resteront insuffisantes pour remettre en cause la position dominante d'EDP

332. Enfin, en ce qui concerne les importations attendues d'Espagne, il a déjà été indiqué que la capacité prévue des interconnexions n'atteindrait pas dans les prochaines années un niveau suffisant pour garantir qu'EDP ne soit pas en mesure d'exercer une puissance sur le marché au Portugal (252). Comme l'explique le CNE, régulateur espagnol dans le domaine de l'énergie : "À moins que les interconnexions ne soient sensiblement supérieures à ce qui est prévu pour les prochaines années, la demande intérieure portugaise ne peut être satisfaite (ni aujourd'hui, ni dans les prochaines années) sans l'apport d'EDP. Cela signifie qu'EDP a la capacité, sans aucune contrainte de la part de ses concurrents, de laisser les quelques producteurs indépendants au Portugal produire de l'électricité, et de laisser les concurrents utiliser pleinement les interconnexions pour importer de l'électricité, tout en continuant à offrir de l'électricité à un prix très élevé et en restant bénéficiaire. Étant donné son extrême inélasticité, la demande d'électricité ne serait pas notablement réduite, tout au moins pas dans une mesure suffisante pour affecter la rentabilité d'EDP. Dans le contexte du MIBEL, cette capacité n'est pas modifiée et entraînerait, d'un point de vue technique, une scission du marché (si cette règle de gestion de la saturation est maintenue). Dans le cas d'EDP, une partie des importations suscitées par ce comportement pourrait être assurée par Hidrocantábrico (253), ce qui rendrait son adoption encore plus rentable" (254).

333. Il s'ensuit qu'EDP demeurera un partenaire commercial obligé sur le marché de gros portugais, sa capacité étant indispensable pour assurer l'offre nécessaire sur le marché et répondre à la demande, cette dépendance étant encore plus forte lors des pointes de demande255. L'offre combinée des autres électriciens, même en supposant que la totalité des importations possibles sont à la disposition des concurrents d'EDP sur le marché de gros (ce qui, dans la situation actuelle où EDP est le principal importateur, a peu de chances de se concrétiser) demeurera insuffisante pour satisfaire la demande.

334. Pour les raisons précitées, la Commission conclut donc qu'EDP détient une position dominante sur le marché de gros de l'électricité, et conservera cette position dans l'avenir prévisible.

(b) La position dominante d'EDP sera renforcée par la fusion, du fait des effets horizontaux et non horizontaux

b. 1) Effets horizontaux : élimination d'un concurrent potentiel significatif

335. L'opération proposée renforcera la position dominante d'EDP sur le marché portugais de l'électricité en gros, car elle éliminera GDP en tant que concurrent potentiel significatif.

Avant la fusion, GALP/GDP étaient fortement incitées à entrer sur le marché de gros de l'électricité et à s'y affirmer comme le principal concurrent d'EDP

336. Tous les participants au marché ont confirmé que les TGCC, c'est-à-dire les centrales électriques au gaz, sont actuellement les plus efficaces pour la production d'électricité. La grande majorité des nouvelles capacités construites ces dernières années ou dont la construction pourrait intervenir dans un avenir prévisible sont des centrales au gaz (hormis les centrales nucléaires).

337. Comme indiqué dans une étude récente, GDP, par l'intermédiaire de GALP, serait, si l'on considère ce qui s'est passé dans d'autres États membres, un "concurrent naturel d'EDP sur le marché de la production électrique au Portugal" (256). En Espagne par exemple, le principal gazier, Gas Natural, a réussi son entrée sur le marché de gros de l'électricité, avec la construction de plusieurs centrales TGCC, tirant parti de sa position forte dans l'achat de gaz. D'autres gaziers européens, tels que British Gas au Royaume-Uni (Centrica), ont également réussi leur entrée sur ce marché, plus particulièrement dans le cadre national où ils menaient déjà leurs activités gazières.

Les vues des répondants confirment cette forte incitation

338. Au cours de l'enquête de la Commission, les répondants actifs dans le domaine de l'offre ont en effet confirmé que GDP aurait très probablement développé des activités sur le marché de gros de l'électricité au Portugal. Par exemple, un électricien présent sur le marché portugais a souligné que "à la lumière de ce qui s'est passé au Royaume-Uni et en Espagne, en l'absence de fusion, l'entrée potentielle de GDP/Transgas sur le marché de gros de l'électricité constituerait une bonne stratégie de gestion du risque à l'appui d'une expansion éventuelle sur le marché de détail" (257); un autre électricien présent au Portugal a également fait observer que "cette acquisition empêche l'entrée d'un concurrent potentiel sur le marché de l'électricité - GDP (comme ce fut le cas en Espagne et le Royaume-Uni)" (258).

339. Cet avis est partagé par d'autres répondants, qui font référence au fait que la diversification des activités gazières par une présence accrue sur le marché de l'électricité est une pratique courante. Le régulateur espagnol, CNE, en particulier, souligne que "les opérateurs historiques des secteurs du gaz et de l'électricité ont beaucoup à gagner à entrée sur leur marché respectif, et sont donc les concurrents potentiels les plus probables et les mieux armés." (259). Côté demande, les répondants confirment également qu'un gazier tel que GDP aurait été bien placé pour entrer sur le marché de gros de l'électricité.

Forte justification économique de l'entrée sur le marché

340. L'entrée de GDP sur le marché de gros de l'électricité en l'absence de fusion, seul ou même en coopération avec d'autres électriciens, aurait été tout à fait justifiée et très probable vu la possibilité de GDP de s'appuyer sur une sécurité d'approvisionnement en gaz au Portugal. Considérant le fait que les TGCC constituent actuellement la technologie la plus courante pour les nouvelles unités de production d'électricité, pour des raisons tant économiques qu'environnementales, un tel facteur serait décisif pour le gazier historique dans la perspective d'une entrée réussie et durable sur le marché. GDP aurait notamment été en mesure de s'appuyer sur l'expérience acquise par ENI en Italie, où le gazier est entré sur le marché de la production d'électricité en exploitant des TGCC, et pour qui la participation du groupe à des projets de production d'électricité semble être une priorité stratégique (260).

341. L'accès de GDP à de grands volumes de gaz à des conditions économiques très favorables lui aurait permis d'exploiter une centrale TGCC avec de faibles coûts variables, par rapport à TER ou Turbogás (dont GDP est le fournisseur de gaz). De ce fait, la TGCC de GDP aurait précédé TER et Turbogás dans l'ordre de préséance économique des centrales électriques portugaises, et par conséquent aurait été susceptible d'être appelée plus souvent que Turbogás et TER.

La justification de l'entrée sur le marché de gros va de pair avec celle de l'entrée sur le marché de détail

342. Au vu de l'expérience espagnole, le CNE confirme que GDP aurait été le nouvel arrivant potentiel le plus probable et le mieux armé sur le marché de gros de l'électricité, principalement en raison de son accès privilégié au gaz, actuellement l'énergie primaire la plus importante dans la production d'électricité avec la technologie TGCC. En particulier, CNE souligne que "les gaziers historiques [...]*disposent d'un accès direct au gaz servant à la production d'électricité dans les TGCC, ainsi que d'une très bonne couverture des risques (ce point est crucial, car les TGCC sont de plus en plus utilisées et il n'est pas facile pour les nouveaux arrivants d'obtenir du gaz pour la production d'électricité)" (261).

343. Le gazier historique espagnol a également expliqué qu'il y a quatre raisons principales à son entrée sur les marchés nationaux de l'électricité. En ce qui concerne le marché de gros de l'électricité, il explique qu'il "souhaitait acquérir des clients dans le secteur de l'électricité afin de compenser la réduction prévisible de ses parts sur le marché du gaz après la libéralisation de ce secteur", qu'il "pouvait utiliser ses TGCC comme "entrepôts virtuels de gaz" (s'il possédait des surplus de gaz, il pouvait les utiliser dans les TGCC)" et que, s'il "souhaitait entrer sur le marché de détail de l'électricité, il devait être présent à la fois dans la production et la vente en gros, afin de se couvrir contre le risque d'une augmentation du prix de l'électricité dans le pool : en cas de forte hausse de ce prix, il enregistrerait en effet des pertes dans la vente au détail (où les prix sont réglementés), mais verrait ses gains augmenter sur le marché de gros" (262).

344. L'enquête approfondie confirme ainsi que GDP avait de fortes motivations pour entrer sur le marché de gros de l'électricité en l'absence de fusion, et serait probablement devenu un concurrent sérieux du fait de divers avantages liés à son statut d'opérateur historique sur lesquels il pouvait s'appuyer en qualité de principal fournisseur de gaz au Portugal. Il est très probable qu'en l'absence de fusion, le GALP/GDP aurait réussi son entrée sur le marché de gros de l'électricité

345. Plusieurs éléments recueillis au cours de l'enquête de la Commission indiquent qu'avant l'annonce de la fusion, GDP, par l'intermédiaire de GALP, serait entré sur le marché de gros de l'électricité.

Les activités de GALP Power révèlent un intérêt pour l'électricité

346. Il faut tout d'abord rappeler qu'avant l'annonce de la fusion, GALP avait déjà mis en place une filiale appelée GALP Power, présente dans le secteur de l'électricité au Portugal.

347. En particulier, dès 2000, Galp Power avant commencé à exploiter des centrales de cogénération263, rendant ainsi son entrée sur le marché de gros de l'électricité encore plus crédible en l'absence de fusion. [...]*. [...]* (264).

[...]*

348. [...]*

349. [...]* (265) (266) (267)

350. [...]* (268)

351. [...]* (269)

352. [...]* (270)

353. [...]* (271)

354. [...]*

355. [...]*

356. [...]*

Réponses des parties à la communication des griefs

357. Dans sa réponse à la communication des griefs, EDP ne conteste pas qu'il y ait de fortes incitations pour un gazier historique tel que GDP à entrer sur les marchés de l'électricité. EDP argue cependant que la Commission n'a pas envisagé deux facteurs dissuasifs pour GDP, à savoir les "représailles possibles" de la part d'EDP, qui pouvait entrer sur le marché du gaz, et les engagements financiers de GDP sur le marché du gaz.

358. Ces arguments doivent être rejetés pour les raisons suivantes :

359. En premier lieu, EDP ne tient pas compte des éléments précités qui démontrent que Galp, non seulement avait commencé à pénétrer le marché de l'électricité dans le cadre de l'exploitation de ses centrales de cogénération, mais envisageait en fait de [...]*. L'argument d'EDP selon lequel GDP aurait pu avoir intérêt à maintenir ce qu'EDP considère comme "l'équilibre actuel" afin d'éviter l'entrée d'EDP est également directement contredit par le fait qu'EDP est déjà entré sur le marché du gaz, avant la fusion, en particulier par l'intermédiaire de Portgás. Cela confirme que l'entrée sur les marchés respectifs est une stratégie dominante et suggère que "l'équilibre actuel, ou équilibre de la non-entrée" ne peut perdurer en l'absence d'un accord explicite considéré en lui-même comme anti-concurrentiel.

360. En deuxième lieu, il importe de noter qu'ENI, dans sa réponse à la communication des griefs, en conteste pas les conclusions de la Commission (voir les points 335-356) fondées en particulier sur [...]* (voir les points 348-356).

361. Enfin, concernant l'argument des engagements financiers de GDP sur le marché du gaz, la Commission considère qu'il n'apparaît pas clairement pourquoi GDP n'aurait pas été en mesure de dégager les moyens financiers nécessaires, par l'intermédiaire de prêts ou d'une augmentation de capital social, en vue d'une entrée financièrement prometteuse sur les marchés de l'électricité.

Conclusion sur les incitations de GDP à entrer sur les marchés de l'électricité, et sur ces projets en la matière

362. [...]* Pour les raisons déjà indiquées précédemment, il est clair que GDP aurait bénéficié de gros avantages stratégiques par rapport aux sociétés étrangères désireuses d'entrer sur le marché portugais, tels que la propriété d'importantes installations gazières dans la même zone, permettant un accès direct, souple et économique au gaz, [...]*, et - comme on le verra plus bas (points 450 à 473) - d'une très bonne position pour entrer en même temps sur le marché de détail de l'électricité.

363. Tous ces éléments confirment que la fusion proposée permettra donc à EDP d'empêcher l'entrée d'un concurrent important potentiel (voire même le mieux placé, le plus probable et le mieux armé), et renforcera de ce fait sa position dominante sur le marché de gros de l'électricité.

364. C'est pourquoi la Commission est d'avis que l'opération, telle que notifiée, renforcera la position dominante d'EDP sur le marché de gros de l'électricité au Portugal, ce qui aura pour effet que la concurrence effective sera notablement entravée au sens de l'article 2, paragraphe 3 du règlement sur les concentrations.

b. 2) Effets non-horizontaux

365. Comme les parties et l'enquête de la Commission l'ont confirmé, le gaz est actuellement en Europe la plus efficace des sources primaires pour la production d'électricité d'appoint, dans des TGCC. C'est pourquoi le gaz naturel a fait son entrée au Portugal en relation avec l'exploitation de TGCC (272).

366. En permettant à EDP d'acquérir le fournisseur de la principale source primaire utilisée pour la production d'électricité, et ainsi d'intégrer en amont l'unique fournisseur de gaz naturel au Portugal, l'opération est susceptible de modifier dans l'immédiat et dans un proche avenir les conditions de la concurrence sur le marché de gros et d'aboutir au renforcement de la position dominante d'EDP.

367. Il faut souligner à cet égard que les concurrents actuels d'EDP (ou les concurrents immédiatement après la résiliation des AAE) sur le marché de gros portugais ne sont pas verticalement intégrés au Portugal. De même, Endesa et Iberdrola, [...]* ne sont pas verticalement intégrés avec un fournisseur de gaz présent au Portugal. Contrairement à ces sociétés, EDP, par l'acquisition de GDP, s'assurera un approvisionnement dans la source primaire essentielle pour la production d'électricité, ce qui lui conférera immédiatement un avantage structurel sur les autres électriciens (existants ou potentiels) au Portugal, avec l'incitation de tirer parti de cet avantage pour relever les coûts des rivaux potentiels ou existants, comme indiqué précédemment.

1. La concentration donnera à l'entité issue de la fusion accès à des informations confidentielles sur ses concurrents

Accès à la facture gazière des concurrents actuels

368. Après la fusion, EDP, fournisseur de gaz naturel, sera immédiatement en mesure de connaître la facture gazière de son principal concurrent sur le marché de l'électricité, Turbogás. La consommation de gaz naturel représentant un des principaux coûts de production pour les TGCC (environ 70 % des coûts variables), l'opération va notablement accroître, au seul bénéfice d'EDP, la transparence des coûts de son concurrent. En particulier, même si EDP n'avait accès qu'après la fusion aux formules d'indexation des prix fixées dans les contrats gaziers de ses concurrents (qui sont généralement indexés sur un panier de produits pétroliers et d'autres facteurs transparents tels que le PIB), cela lui permettrait de connaître l'évolution des coûts variables de Turbogás pendant toute la durée du contrat de fourniture de gaz (en général 20 ans), simplement en surveillant le prix du panier d'articles et d'autres facteurs visés dans la formule. EDP obtiendra donc un avantage très important sur son principal concurrent. (Les parties ont souligné que : "Il convient de noter qu'EDP ne possède actuellement aucune information sur la facture gazière de Turbogás, car le contrat correspondant est détenu par REN. Même en supposant que le contrat soit transféré à Turbogás, il reste probable qu'en l'absence de fusion, EDP, en qualité d'actionnaire minoritaire, resterait dans l'ignorance de la formule exacte de fixation du prix dans ce contrat. La fusion donnerait donc à EDP accès à des informations supplémentaires concernant les coûts variables de Turbogás."). Par conséquent, l'accès à ces informations, quel qu'en soit le moment, à la suite de la fusion, est susceptible d'avoir des conséquences irréversibles sur une longue période.

Accès aux demandes d'acheminement de gaz ("nominations") des concurrents actuels

369. Suite à la fusion, EDP aura également accès aux nominations journalières de Turbogás (et d'autres TGCC éventuellement approvisionnées par GDP à l'avenir), c'est-à-dire l'indication, donnée un jour à l'avance, du volume de gaz que la TGCC compte consommer, sur une base horaire. De ce fait, EDP sera en mesure de connaître à l'avance le schéma de production électrique prévu par Turbogás pour le jour suivant. Cette préoccupation a été mise en lumière tôt dans l'enquête de la Commission par plusieurs acteurs du marché présents sur le marché du gaz et/ou celui de l'électricité. L'un d'entre eux a expliqué que "les autres producteurs devant communiquer la prévision de leurs besoins en gaz pour l'exploitation de leur centrale, EDP sera en mesure de connaître la volume d'électricité que ses concurrents mettront sur le marché à un moment donné, ainsi que leurs coûts d'exploitation. Tout cela peut avoir un effet néfaste sur la concurrence" (273). Ce point de vue a également été confirmé par Shell : "Connaître la nomination journalière de gaz d'un TGCC concurrente donne une indication précieuse concernant l'équilibre entre l'offre et la demande aux différentes heures de la prochaine journée, et donc sur les possibles pénuries à couvrir sur les marchés intra-quotidiens, ce qui confère un avantage concurrentiel inéquitable car il permet de faire des offres en meilleure connaissance de cause" (274). De même, ENEL a souligné que : "Lorsqu'une société a accès à la nomination journalière de gaz d'une TGCC concurrente, il est clair qu'elle possède alors une information supplémentaire sur la stratégie de l'acteur du marché en cause. La connaissance de la consommation quotidienne de gaz d'une TGCC concurrente lui permet de déduire de nombreux éléments sur le type d'offre que ce concurrent va faire sur le marché et sur les contraintes effectives qui poussent cet acteur à vendre l'électricité, ce qui lui confère un avantage concurrentiel important" (275).

370. C'est la situation que l'on observe en Espagne. Selon Iberdrola : "En Espagne, Hidrocantábrico et Endesa s'approvisionnent en gaz auprès de Gas Natural (choix historique lors du lancement des TGCC). Gas Natural connaît ainsi la consommation journalière de gaz des TGCC concernées, et donc leur niveau de production. Gas Natural ne détient cependant que 5 % du marché de l'électricité. Il ne peut donc tirer des bénéfices importants de cette information, car sa marge de manœuvre pour influer sur les prix du marché est très étroite. Au Portugal, la situation est très différente" (276).

371. En effet, au Portugal, le bénéficiaire de cette information stratégique sera l'acteur dominant, EDP, et Turbogás, auquel se rapportera ladite information, est le seul électricien au Portugal dont la production journalière demeure encore inconnue d'EDP (l'autre producteur, Tejo Energia, exploite une centrale à charbon utilisée en base, c'est-à-dire que son niveau de production reste constant d'une heure à l'autre). Plus précisément, comme l'a expliqué CEPSA : "Si l'opérateur historique possédait le profil d'exploitation prévu pour la majeure partie du parc productif qu'il ne contrôle pas, il pourrait programmer sa propre production (à partir de différentes énergies primaires qui pourraient former une combinaison aboutissant à un prix plus compétitif) pour maximiser ses recettes ou minorer celles de ses concurrents." (277).

372. L'avantage qu'EDP retirerait de cette information est également important du fait que la production électrique quotidienne est très volatile. Turbogás en particulier, contrairement à Tejo Energia, ne fonctionne à pleine capacité qu'une petite partie du temps : en 2003 par exemple, [...]* (278). Savoir, par exemple, que Turbogás ne prévoit pas de produire de l'électricité à une certaine heure de la journée suivante permettrait à EDP de relever ses prix au-dessus des coûts variables de Turbogás sans craindre de perdre des ventes au profit de Turbogás.

Accès à des informations analogues concernant les futurs concurrents

373. Par la suite, EDP détiendra également ces avantages significatifs sur d'autres concurrents potentiels approvisionnés par GDP, dans le cas où de nouvelles TGCC seraient mises en service au Portugal. Cela pourrait également constituer un facteur dissuasif non négligeable pour certaines entreprises désireuses d'entrer sur le marché portugais, en l'absence d'autres possibilités efficaces et économiques que GDP.

Réponses à la communication des griefs

374. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties ne contestent pas les conclusions de la Commission selon lesquelles, du fait de la fusion, EDP sera immédiatement en mesure de connaître la facture gazière de son concurrent (point 368).

375. En ce qui concerne les nominations de gaz, les parties ne contestent pas le fait qu'EDP aurait accès à ces informations à la suite de la fusion (points 369-372). Toutefois, EDP considère que cette donnée ne constitue pas une "information sensible", à moins que le contrat de fourniture oblige le client à la communiquer en temps réel. À cet égard, EDP argue que les nominations ne reflètent "pas nécessairement" le schéma réel de production, car une TGCC dispose d'une certaine marge de manœuvre dans sa consommation de gaz.

376. La Commission ne partage pas ce point de vue. En effet, bien qu'une centrale produise ce qu'elle juge nécessaire au vu de l'évolution en temps réel des prix au cours de la journée, la connaissance de la nomination journalière de gaz des concurrents confère un avantage significatif car elle représente une information supplémentaire sur le volume probable d'électricité qu'une centrale mettra sur le marché le jour suivant, et plus particulièrement, sur le volume maximal d'électricité qu'elle sera en mesure de produire.

377. En outre, contrairement à ce qu'avance EDP, l'enquête approfondie démontre que les concurrents sont en majorité également d'avis que l'accès aux nominations journalières de gaz d'une TGCC concurrente confère un avantage significatif (voir les extraits ci-après). Gas Natural, en particulier, ne confirme pas l'argument d'EDP selon lequel les nominations journalières ne sont pas une "information sensible". À cet égard, EDP se garde à l'évidence de citer l'avis de Gas Natural selon lequel "dans un scénario où une centrale se déclare indisponible, elle informe le gestionnaire du réseau électrique (REE) ainsi que le gestionnaire du réseau gazier (Enagas). La connaissance de ces déclarations représente un avantage concurrentiel, car en temps réel mais aussi à court terme, cette information peut être très importante pour la définition des offres, car cela permet de tirer parti du retrait du volume d'électricité en cause de la courbe d'offre, voire même de profiter d'une situation de rente, pour la cas où l'indisponibilité de cette centrale implique une obligation d'en appeler d'autres du fait de ces restrictions" (279). Dans le même ordre d'idées, Gas Natural ajoute "Cela dit, si le gestionnaire du réseau gazier possède des moyens de production électrique, on peut se trouver dans des scénarios spécifiques où la connaissance des nominations de gaz constitue un avantage concurrentiel sur les autres acteurs" (280).

Conclusions sur l'accès à des informations confidentielles

378. Il ressort des observations qui précèdent qu'à la suite de la fusion, la position dominante d'EDP sur le marché de gros de l'électricité sera renforcée, car l'entité issue de la fusion possèdera des connaissances concernant les coûts effectifs de production de ses concurrents, ainsi que leurs besoins quotidiens en gaz, et sera en mesure de fixer ses prix de façon à exclure ses rivaux. Un tel avantage structurel renforcera également la position dominante d'EDP, car il dissuadera ou retardera encore davantage l'entrée de concurrents potentiels désireux d'exploiter de nouvelles TGCC en s'approvisionnant en gaz auprès de GDP.

379. C'est pourquoi la Commission est d'avis que l'opération, telle que notifiée, renforcera la position dominante d'EDP sur le marché de gros de l'électricité au Portugal, ce qui aura pour effet que la concurrence effective sera notablement entravée au sens de l'article 2, paragraphe 3 du règlement sur les concentrations.

2. EDP disposerait d'un accès privilégié et préférentiel aux ressources de gaz naturel disponibles au Portugal

380. À la suite de la transaction proposée, EDP sera en mesure et aura intérêt à maintenir un accès privilégié et préférentiel au gaz naturel, au détriment de sociétés présentes, ou qui pourraient l'être, dans la production d'électricité.

381. Les parties arguent que, même si EDP, à la suite de la transaction, disposera d'un accès privilégié au gaz naturel de GDP aux fins de la production d'électricité, les électriciens ne s'en trouveront pas affectés, car ils bénéficieront d'un accès à un large éventail d'autres fournisseurs (281). Cet avis implique qu'une capacité suffisante est disponible pour permettre en temps utile l'entrée d'un gazier concurrent sur le marché du gaz portugais. Or la Commission observe qu'après l'ouverture des marchés du gaz, même en cas d'adoption de règles très efficaces applicables aux tiers, GDP/Transgás peut limiter de manière significative l'accès au réseau gazier portugais par les deux points d'entrée existant : le terminal LNG de Sinès, et le gazoduc international entrant au Portugal à Campo Maior (282).

382. Ces pratiques sont d'autant plus probables qu'elles pourraient apparaître objectivement justifiées par certains motifs réglementaires ou techniques (par exemple réservation de capacités, goulets d'étranglement, etc") ou ne pas être décelées. À cet égard, à la suite de la fusion, il convient de remarquer qu'en réponse à une demande d'information de la Commission, le régulateur portugais (ERSE) a confirmé que même si des règles TPA sont adoptées, il "ne peut affirmer qu'une éventuelle pratique discriminatoire sera décelée à temps en l'absence de découplage de la propriété des infrastructures gazières" (283).

383. En outre, à la suite de la fusion, EDP pourrait être à même d'influer dans une certaine mesure sur la gestion du réseau gazier à haute pression : i) à court terme, EDP contrôlera conjointement Transgás (y compris le réseau gazier) pour une période transitoire (284) qui pourrait se prolonger pendant [...]* mois. Au cours de cette période, EDP pourrait avoir une forte influence sur la stratégie et la gestion du réseau. Cela pourrait également lui permettre d'acquérir une connaissance approfondie des caractéristiques d'exploitation du réseau, dont il pourrait tirer parti par la suite; ii) à long terme, REN exploitera le réseau gazier à haute pression à la suite de la fusion. Hormis le Gouvernement portugais, EDP et le principal actionnaire de REN, avec une participation de 30 %. Une participation de cette hauteur dans le gestionnaire du réseau gazier a été interdite par la loi en Espagne : aucune entreprise n'est autorisée à détenir plus de 5 % des actions. EDP a publiquement fait savoir (285) qu'il envisageait de réduire sa participation dans REN. La Commission ne dispose cependant d'aucun élément attestant qu'EDP traduira cette parole en actes, ni que la réduction prévue par EDP sera suffisante pour diminuer l'influence d'EDP sur REN.

Le gazoduc international de GDP

384. Le premier point d'entrée au Portugal est le gazoduc qui relie l'Algérie au Portugal via le Maroc et l'Espagne. Il entre au Portugal à Campo Maior/Badajoz, et en ressort à Braga afin d'alimenter la Galice. La capacité de transport est partagée entre GDP (Transgás) et Enagás, le gestionnaire du réseau gazier espagnol, qui utilise ce tronçon pour alimenter la Galice via la territoire portugais.

385. Une large part de la capacité à l'entrée (286) est déjà réservée par Transgás. Ainsi, sur une capacité totale de [...]*, [...]* (287) sont déjà réservés par Transgás. En outre, avant l'adoption des règles relatives aux tiers, cette société pouvait réserver une capacité encore plus importante, [...]* (288). Dans sa réponse à la communication des griefs, ENI argue que le transport d'un volume de gaz supérieur à la capacité réservée était dû à des circonstances exceptionnelles, à savoir la nécessité d'importer du GNL par le gazoduc d'importation en Espagne, en raison de l'indisponibilité du terminal de Sinés.

386. Il n'en demeure pas moins que la capacité déjà considérable réservée par Transgás pourrait être encore accrue avant l'adoption des règles nationales relatives à l'accès des tiers, privant ainsi ces règles de tout effet en pratique. [...]* (289).

387. Il convient de noter que, même si GDP dispose à présent du terminal de Sinés pour importer du gaz, GDP ne prévoit pas de réduire le volume de ses importations en provenance d'Algérie. Au contraire, l'entité issue de la fusion sera en mesure d'utiliser son gazoduc à pleine capacité afin d'empêcher les concurrents d'utiliser une éventuelle capacité laissée libre. Une telle stratégie se justifierait de son point de vue, car ce gazoduc est crucial pour contrôler la concurrence au Portugal : il s'agit en effet de la seule infrastructure qui permettrait à un concurrent espagnol d'importer du gaz au Portugal en cas de disponibilités dans le réseau gazier espagnol. En outre, l'utilisation quotidienne d'une telle infrastructure est plus souple qu'un terminal GNL [...] (290).

388. Ces éléments confirment que GDP/Transgas contrôle la totalité de la capacité à l'entrée via le gazoduc international.

389. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties arguent qu'en tout état de cause, Enagás pourrait à l'avenir libérer la capacité de transit actuellement réservée pour l'approvisionnement en gaz de la Galice. La Commission ne partage pas ce point de vue. En effet, il est peu probable qu'Enagás cesse d'utiliser sa capacité pour l'approvisionnement de la Galice, même après la construction d'un terminal GNL en Galice, étant donné les coûts de transport via le Portugal qu'il devrait dans tous les cas acquitter, du fait de ses obligations contractuelles (291).

390. Sur la base de ces éléments, il est clair que même si l'accès de tiers au réseau est appliqué, il n'y a actuellement pas suffisamment de capacité libre pour que des tiers importent du gaz à titre permanent et avec un minimum de certitude concernant le volume de gaz qu'ils pourront importer. Comme l'explique un acteur du secteur énergétique de la péninsule ibérique : "toutes les demandes d'utilisation de capacité sur le gazoduc algérien se sont heurtés à un refus au motif qu'aucune capacité n'était disponible" Cela pourrait expliquer pourquoi GDF et d'autres opérateurs ont décidé de lancer un projet de construction d'un second gazoduc reliant l'Espagne à l'Algérie (292)."

Le terminal GNL de Sinès de GDP

391. Le terminal GNL situé à Sinès est le seul du Portugal. Entré en service début 2004, il appartient à GDP qui l'exploite par l'intermédiaire de sa filiale à 100 % Transgás. Sa capacité d'importation maximale est de 5,3 milliards de m³ par an. Faute de libéralisation, jusqu'à présent, du secteur gazier, aucune règle d'accès de tiers au réseau n'a été imposée au terminal. De ce fait, les tiers qui souhaitent accéder au terminal doivent contacter GDP et négocier avec lui les conditions et modalités de cet accès.

392. Contrairement à l'avis des parties, la Commission considère que, quelles que soient les règles qui seront adoptées par les autorités nationales, GDP/Transgás peut limiter sensiblement, voire empêcher, l'accès de tiers au terminal.

393. En premier lieu, la Commission doute fortement qu'une capacité d'importation suffisante soit disponible sur le terminal GNL de Sinès pour les concurrents indépendants d'ENI et de GDP désireux d'approvisionner en gaz des centrales TGCC existantes ou potentielles au Portugal. En effet, plusieurs éléments indiquent que la capacité du terminal sera probablement entièrement réservée par GDP, [...]* ou une des ses filiales, ce qui exclura l'utilisation de ce point d'entrée par des concurrents. Comme l'explique un répondant présent dans la péninsule ibérique : "les terminaux sont des installations à haute intensité capitalistique. Pour les rentabiliser, on réserve habituellement la capacité longtemps avant même la construction du terminal." (293). Cette capacité déjà réservée ne sera donc pas disponible pour des tiers selon les règles régissant l'accès de tiers au réseau (294).

394. Jusqu'à présent, comme indiqué plus haut, selon les parties, sur une capacité totale de 5 256 millions de m³/an, Transgás a déjà réservé une capacité accrue, qui en [...]* atteindra [...]* millions de m³/an ([60-70]* % de la capacité totale disponible) (295). La capacité déjà considérable réservée par Transgás pourrait être encore accrue avant l'adoption des règles nationales relatives à l'accès des tiers, privant ainsi ces règles de tout effet en pratique.

395. À cet égard, il convient de noter qu'il s'agit là non pas d'une possibilité abstraite et lointaine, mais d'une éventualité attestée, du fait, comme ENI l'a expliqué en réponse à une demande d'information de la Commission, que [...]* (296).

396. En deuxième lieu, la Commission doute également fortement que, même si une part importante de capacité était en définitive mise à la disposition des concurrents, l'adoption des règles ATR soit suffisante pour empêcher efficacement qu'EDP ne rende l'accès des tiers au terminal plus difficile.

397. Plus précisément, l'activité de regazéification d'un terminal GNL consiste en trois principaux volets qui sont tous interdépendants et constituent autant de goulets d'étranglement : i) les navires gaziers GNL doivent être déchargés. Il faut réserver des créneaux horaires. L'arbitrage entre les navires et les règles de priorité est alors crucial; ii) Le GNL peut être stocké en entrepôt. La capacité de stockage peut être limitée, ce qui empêche un concurrent de décharger ou le force à injecter très rapidement le gaz dans le réseau, et iii) le GNL doit être regazéifié avant d'être injecté. Là encore, la station de regazéification a une capacité limitée qui doit être réservée à l'avance.

398. Un acteur sur le marché du gaz explique comment l'exploitant du terminal GNL peut s'appuyer sur les goulets d'étranglement pour pénaliser les concurrents malgré les règles ATR : "Il est très facile d'utiliser le terminal GNL pour nuire aux concurrents. On peut jouer sur les trois goulets d'étranglement : i) retards pour le déchargement des navires; ii) stockage du GNL; iii) regazéification. [...]* est actuellement confronté à ce problème aux États-Unis. Les règles techniques pourraient également servir à restreindre le marché. Un terminal GNL peut toujours fixer des contraintes techniques qui empêchent certains transporteurs GNL de décharger. Par exemple, certains terminaux en Europe imposent que le transporteur de GNL ait un système de classification, et peuvent donc facilement imposer des règles techniques - (certificat relatif à l'état du navire) pour des raisons de sécurité. Cela exclut certains transporteurs GNL algériens. De même, lorsque 2 navires arrivent en même temps, donner la priorité à l'un d'entre eux peut avoir une incidence notable sur l'opérateur ainsi retardé (temps et coûts supplémentaire); lorsque (ou en arguant que) l'entrepôt de GNL est complet, l'exploitant du terminal peut demander à certains opérateurs qui ont déchargé récemment de consommer leur gaz en premier, ce qui les force à injecter dans le réseau un volume de gaz supérieur à la consommation de leurs clients. Il y a de multiples manières de jouer sur ces trois goulets d'étranglement." (297).

399. Le fait que les règles ATR ne sont pas suffisantes pour garantir un niveau satisfaisant d'accès des tiers au réseau est souligné par un autre acteur du secteur de l'électricité : "Il est très rare que les règles ATR fonctionnent correctement dans le cas d'un terminal GNL : il existe de trop nombreux facteurs sur lesquels on peut jouer pour empêcher une utilisation efficace par les tiers. La plupart des terminaux GNL sont exploités par leur principal utilisateur. [...]* [le répondant] ne sait pas si la capacité déclarée libre à Sinès sera allouée. Il se peut qu'elle soit physiquement disponible, mais contractuellement utilisée. L'existence d'une capacité libre ne signifie pas que l'opération ne soit pas tout de même risquée en pratique. Il y a en effet encore des conditions à négocier, telles que les mécanismes de fixation des prix, la flexibilité globale et l'allocation (au premier arrivé ou selon un ordre de priorité). (298)" De ce fait, outre l'ATR, des règles spécifiques (299) ont été définies par les autorités réglementaires au cas par cas, afin de faciliter l'amélioration des modalités d'utilisation du terminal GNL par les concurrents. Il se peut que cela soit un facteur qui dissuade ou retarde l'entrée sur ce qui reste après tout un marché plutôt restreint.

400. [...]*

401. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties critiquent l'avis de la Commission selon lequel l'adoption de l'ATR, parallèlement à la séparation juridique du terminal, ne serait pas suffisante pour empêcher EDP de rendre l'accès du terminal plus difficile pour les tiers. Ils arguent notamment, d'une part, que la deuxième directive "gaz" fait uniquement obligation d'adopter des règles ATR et de procéder à la séparation juridique des terminaux GNL, et que d'autre part, la plupart des répondants à l'étude du marché réalisée par la Commission ont indiqué que la séparation juridique, associée à l'ATR réglementé, sera suffisante pour réussir l'entrée sur le marché portugais du gaz.

402. Il faut toutefois remarquer que les dispositions de la deuxième directive "gaz" visent à la création progressive d'un Marché commun du gaz et, bien qu'il s'agisse également de promouvoir la concurrence en général, ne sont pas spécifiquement conçues pour résoudre les préoccupations liées à la concurrence dans le cas d'une concentration individuelle comme la présente. En ce qui concerne les vues des répondants lors de l'étude du marché réalisée par la Commission, elles sont liées aux conditions réglementaires générales qui seraient nécessaires pour ouvrir le marché du gaz portugais, mais pas aux conditions particulières qui seraient nécessaires pour empêcher concrètement le renforcement de la position dominante d'EDP après la fusion, du fait de son accès privilégié aux infrastructures gazières dont GDP est propriétaire et exploitant.

L'entrepôt souterrain de Carriço de GDP

403. Après la fusion, EDP sera en mesure d'exploiter l'entrepôt souterrain de GDP à Carriço. Il s'agit de l'unique entrepôt de gaz naturel disponible au Portugal (hormis l'entrepôt GNL à Sinès, bien plus petit). Un tel entrepôt est stratégique dans la perspective de l'exploitation de centrales TGCC : en effet, pour obtenir des contrats de fourniture de gaz à des conditions intéressantes, les centrales à TGCC doivent habituellement accepter des obligations TOP (take-or-pay) (300). Ces obligations représentent des contraintes importantes pour les centrales TGCC, car celles-ci sont par nature très polyvalentes et peuvent servir à répondre aux pointes de demande. De ce fait, leur consommation de gaz est très variable. Les entrepôts permettent d'atténuer la contrainte que représentent les obligations TOP, en stockant le volume soumis à TOP lorsque la TGCC ne tourne pas à plein régime. Cela donne à l'exploitant d'une TGCC une souplesse bien plus grande sur le marché de l'électricité, et lui permet d'obtenir du gaz à de meilleures conditions, car il peut alors accepter des obligations TOP plus élevées.[...]* [...]* (301) (302)

404. À la lumière de ce qui précède, il apparaît clairement qu'il est essentiel que les électriciens en concurrence exploitant des TGCC aient accès à la souplesse offerte par cet entrepôt sur une base non discriminatoire. L'étude du marché a confirmé que ces conditions d'accès ne sont pas suffisantes pour garantir que les concurrents bénéficient pleinement des possibilités de stockage, car EDP sera en mesure de limiter l'accès en invoquant des raisons techniques. [...]* (303).

EDP bénéficiera d'avantages notables dans la gestion de l'approvisionnement en gaz

405. Enfin, plusieurs acteurs du marché ont souligné que l'entité issue de la fusion sera en mesure d'optimiser la gestion de l'approvisionnement en gaz d'EDP et de ses concurrents au bénéfice du premier. Tout d'abord, EDP aura la possibilité d'être le premier exploitant d'une centrale à TGCC à être informé d'un éventuel incident concernant l'approvisionnement en gaz. Il sera de ce fait en mesure d'anticiper et d'éviter de payer de fortes amendes, alors que ses concurrents ne pourront l'éviter, car ils n'auront pas pu produire au niveau sur lequel ils s'étaient engagés. Des incidents influant sur le niveau de gaz disponible surviennent régulièrement : il peut s'agir par exemple de retards dans le déchargement d'un navire GNL, de pannes, etc.

406. Il peut également arriver, en particulier lors des pointes de la demande d'électricité ou de gaz, que le volume de gaz disponible instantanément ne suffisent pas à satisfaire la demande de tous les consommateurs. L'entité issue de la fusion sera incitée et aura la capacité de donner priorité aux besoins d'EDP, en particulier à la centrale TER, au détriment des TGCC concurrentes qui de ce fait ne seront pas en mesure de produire de l'électricité au niveau prévu. En pareil cas, les concurrents ne pourront honorer leurs engagements en matière de production d'électricité, alors qu'EDP sera en mesure non seulement de gagner de nouvelles parts de marché mais également de pratiquer des prix plus élevés. Un tel comportement ne sera probablement pas décelé ni, partant, sanctionné, car la topologie du réseau gazier et les aspects techniques sont d'une complexité telle que l'entité issue de la fusion pourra arguer qu'il était techniquement impossible d'assurer à ces concurrents un approvisionnement suffisant.

407. Ce fait a été confirmé par les participants au marché, par exemple dans les termes suivants : "Après la fusion, EDP aura également le contrôle des infrastructures gazières (terminal GNL, gazoduc d'importation, dépôt de Carriço), ce qui lui donnera des avantages importants : en cas de limitation technique du réseau gazier, EDP sera le seul acteur du marché à en être informé à l'avance, et par conséquent en mesure d'adopter des stratégies propres à minimiser l'impact de cette limitation sur sa capacité de production. EDP aura également la possibilité d'aller plus loin et d'instaurer une discrimination entre ses propres besoins en gaz et ceux de ses concurrents. Cela sera en particulier le cas dans l'éventualité de restrictions d'utilisation dues à des problèmes techniques, des retards d'importation ou une forte demande. Il est très facile d'invoquer des arguments techniques expliquant pourquoi certaines centrales n'ont pas été jugées prioritaires pour l'approvisionnement en gaz. En revanche, les autres acteurs du marché devront établir des offres sans connaître les intentions d'EDP, et pourraient pâtir de certaines pratiques. Des plaintes peuvent être déposées, mais la procédure est longue et il n'est pas facile de prouver qu'un acteur dominant a abusé de sa position sur ces marchés. En outre, les participations croisées sont nombreuses, et le marché portugais et très restreint : il n'est pas sûr qu'une entreprise choisisse de déposer une plainte de ce type" (304). Selon un autre fournisseur de gaz, l'entité issue de la fusion pourrait également instaurer une discrimination envers les TGCC des concurrents d'EDP, en invoquant la clause de force majeure afin d'allouer le gaz selon des modalités différentes de celles convenues dans le contrat. Cela n'est pas possible dans les circonstances actuelles. Il serait très difficile aux TGCC concurrentes de prouver que GDP n'avait aucun motif réel d'invoquer cette clause, ou bien seulement avec un délai très long, c'est-à-dire beaucoup trop tard.

408. Le fait que, selon la structure actuelle, EDP conservera un contrôle suffisant des points d'entrée du gaz ainsi que des installations de stockage pourrait lui conférer tous les moyens nécessaires pour rendre l'accès au réseau gazier plus difficile à ses concurrents, même si la propriété du réseau gazier à haute pression au Portugal est transférée à REN.

409. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties ne contestent pas le fait qu'à la suite de la fusion, EDP bénéficiera d'avantages importants en ce qui concerne la gestion de l'approvisionnement en gaz.

Conclusion

410. C'est pourquoi la Commission est d'avis que, du fait de l'accès privilégié et préférentiel d'EDP aux ressources en gaz naturel disponibles au Portugal, la concentration telle que notifiée renforcera sa position dominante sur le marché de gros de l'électricité au Portugal, ce qui aura pour effet que la concurrence effective sera notablement entravée au sens de l'article 2, paragraphe 3 du règlement sur les concentrations.

3. L'entité issue de la fusion aura les moyens de relever les coûts de production de ses concurrents, et aura intérêt à ce faire

411. L'entité issue de la fusion aura, immédiatement ou à court terme, la capacité de faire obstacle à ses concurrents en relevant le prix du gaz ou en diminuant la qualité de la fourniture.

L'entité issue de la fusion aura les moyens de relever le prix des besoins à court terme de Turbogás, et aura intérêt à ce faire

412. Immédiatement après l'opération proposée, Turbogás sera approvisionné en gaz par EDP, son principal concurrent sur le marché de gros de l'électricité. Une part importante des besoins gaziers de Turbogás est couverte par un contrat de fourniture de gaz à long terme qui définit une formule pour la fixation du prix. De ce fait, l'entité issue de la fusion ne sera pas en mesure de relever les prix pour ce qui concerne ces besoins.

413. En revanche, Turbogás couvre ses besoins à court terme (c'est-à-dire sa consommation supplémentaire pendant une courte période) en passant des contrats à court terme au prix normal du marché. À cet égard, ENI confirme que "à la demande de l'acheteur, sous réserve de la disponibilité et d'un accord entre les parties concernant le prix et les conditions de fourniture, Transgás peut également approvisionner les centrales du réseau SEP pour le court terme" (305). Étant donné que Turbogás ne sera pas en mesure couvrir ces besoins à court terme auprès de fournisseurs indépendants, tant que l'ouverture du marché du gaz n'est pas effective au Portugal, l'entité issue de la fusion aura à la fois la motivation et les moyens de relever les coûts de production de Turbogás. En outre, comme expliqué ci-après (voir point 520).

414. Cette conduite bénéficierait à EDP et ENI. À cet égard, [sic]. Par conséquent, le fait que la facture gazière de Turbogás serait alourdie permettrait à EDP de relever ses prix, au détriment des consommateurs. ENI n'aurait alors rien à opposer à une telle politique des prix, car la hausse des coûts variables de Turbogás peut ne pas modifier sensiblement l'appel de Turbogás, c'est- à-dire la fréquence de fonctionnement effectif de Turbogás, et partant, sa consommation de gaz. En outre, toute réduction des recettes due à une perte marginale de ventes à Turbogás sera compensée en partie par la hausse du prix du gaz, et en partie par des paiements accrus d'EDP à GDP, par exemple dans le contexte du contrat de fourniture avec la centrale TER. Pour les raisons expliquées plus en détail infra concernant les besoins futurs des nouvelles TGCC, cette conduite ne constituerait pas nécessairement (ou en tout cas pas manifestement) une discrimination par les prix si les conditions techniques et/ou externes déterminant les termes des contrats à court terme de Turbogás étaient sensiblement différentes de celles ayant déterminé les termes des contrats d'EDP. Cela est d'autant plus vrai que des particularités et différences importantes existent bel et bien en ce qui concerne les contrats de Turbogás (306). En tout état de cause, il est probable, étant donné le caractère confidentiel et la complexité de ces clauses spécifiques, que Turbogás ou une autre autorité publique ne serait pas en mesure de déceler en temps utile une telle stratégie de tarification.

Les futures TGCC, s'il y en a, seront probablement approvisionnées par l'entité issue de la fusion

415. Comme expliqué plus haut, la Commission considère peu probable que trois nouvelles TGCC, contrairement à l'opinion des parties, seront lancées par des concurrents au cours des prochaines années (d'ici à 2007/2008). Toutefois, même si tel était le cas, on peut s'attendre à ce qu'au moins une partie de ces TGCC soient approvisionnées par GDP. Un acteur du marché de l'électricité a souligné à cet égard que "par la fusion, EDP deviendrait le principal fournisseur de gaz de tout concurrent potentiel envisageant d'entrer sur le marché de gros de l'électricité au Portugal" (307).

416. Il convient en effet de rappeler qu'en application de la deuxième directive "gaz", le Portugal bénéficie d'une dérogation depuis le début du calendrier fixé dans cette directive, selon lequel ce n'est qu'à partir de 2007 que la définition des clients éligibles doit aboutir à une ouverture du marché égal à au moins 33 % de la consommation annuelle totale de gaz sur le marché national. Tous les clients non-résidentiels doivent devenir éligibles au plus tard en 2009, et tous les ménages au plus tard en 2010 (308).

417. Nonobstant cette dérogation, comme déjà indiqué, le Gouvernement portugais a approuvé deux Résolutions (309) en 2003 afin d'anticiper l'ouverture du secteur du gaz naturel. Ces résolutions prévoyaient que les producteurs d'électricité présents au Portugal deviendraient des clients éligibles pour le gaz à partir du 1er juillet 2004. Ces résolutions n'ont cependant pas force de loi pour l'instant, et l'ouverture de ce marché a été retardée : elle devrait intervenir courant 2005 (310).

418. Parallèlement à ces incertitudes concernant la réglementation, l'étude de la Commission indique que les contrats gaziers aux fins de l'exploitation d'une TGCC sont généralement négociés 2 à 3 ans avant l'entrée en service de la centrale, du fait de contraintes techniques (réservation de capacités et d'importation de gaz) ainsi que financières (nécessité d'un projet commercial viable pour obtenir un financement bancaire).

419. Au vu de ces éléments, même si des capacités suffisantes sont mises à la disposition des autres fournisseurs de gaz à l'avenir, certains électriciens qui auraient planifié l'exploitation d'une TGCC au Portugal dans un avenir prévisible choisiraient probablement un contrat avec GDP afin d'obtenir une sécurité d'approvisionnement en gaz. À cet égard, un électricien envisageant la construction et l'exploitation d'une nouvelle centrale à TGCC au Portugal a confirmé qu'en effet, il a exclusivement négocié avec GDP précisément pour cette raison. Iberdrola, pour sa part, a indiqué qu'au Portugal, il n'envisagerait d'approvisionner une centrale à TGCC parallèlement à l'alimentation d'autres TGCC en Espagne que "si les conditions le permettent à la date d'entrée en service de la centrale en cause" (311).

420. La faiblesse de la capacité d'importation disponible pour les tiers rend d'autant plus probable que les éventuels nouveaux arrivants passent contrat avec GDP, n'étant pas en mesure de s'approvisionner en gaz auprès d'un fournisseur indépendant. En effet, il a été démontré qu'il n'y a pas de capacité disponible, et qu'il n'y en aura pas à l'avenir, sur le gazoduc international (312) qui entre sur le territoire portugais à Campo Maior. En ce qui concerne le terminal GNL de Sinès, GDP a déjà passé contrat pour [...]* millions de m³ de GNL sur une capacité totale de 5 256 millions de m³ : les parties arguent que [1 500-1 900]* millions de m³ sont libres. [...]*

421. Par conséquent, il est probable que l'entité issue de la fusion (et donc EDP) approvisionnerait en gaz les concurrents d'EDP (ou la plupart d'entre eux) désireux d'entrer sur le marché de gros de l'électricité dans un proche avenir.

EDP aura les moyens de relever la facture gazière des TGCC concurrentes, et aura intérêt à ce faire

422. Après l'opération, EDP, au travers de l'entité issue de la fusion, aura donc les moyens d'influer, et aura intérêt à ce faire, sur le niveau des prix du gaz pour les entreprises susceptibles de produire de l'électricité en exploitant de nouvelles centrales TGCC. Un autre acteur a confirmé que "Il est clair que cette fusion pourrait donner à EDP+GDP la possibilité d'influer sur le prix de l'électricité sur le marché de gros en jouant sur l'approvisionnement en gaz naturel des autres électriciens, étouffant ainsi la concurrence tant sur le marché de l'électricité que sur celui du gaz." (313).

423. Étant donné qu'EDP n'est pas dépendant en permanence du gaz naturel pour sa production (du fait de l'étendue et de la diversité de son parc de centrales), et, surtout, étant donné qu'il a déjà passé contrat pour les besoins futurs de sa nouvelle TGCC, l'entité issue de la fusion sera clairement en mesure de relever les prix pour tous les nouveaux besoins en gaz naturel. Les besoins à long terme de sa nouvelle TGCC étant déjà couverts par contrat, EDP n'irait pas ce faisant contre ses propres intérêts d'électricien.

424. Contrairement à ce qu'affirment les parties (314), cette conduite ne constituerait pas nécessairement une discrimination par les prix au sens de l'article 82 du traité CE si les dispositions contractuelles du concurrent en cause (volume de gaz indiqué dans la clause TOP, durée du contrat, clauses particulières) sont sensiblement différentes de celles figurant dans les contrats d'EDP, ou si d'autres conditions externes (date de signature du contrat, capacités disponibles, contrats internationaux d'achat de gaz, stabilité politique des pays producteurs, etc") sont sensiblement différentes de celles qui prévalaient au moment de la signature des contrats d'EDP.

425. En tout état de cause, même si une telle conduite était en définitive considérée comme un abus de position dominante, il n'en est pas moins probable que, dans le contexte actuel du marché, l'entité issue de la fusion serait fortement incitée à agir de cette manière. En effet, comme expliqué plus haut, il n'y a aucune transparence concernant les formules de fixation des prix inscrites dans les contrats de fourniture de gaz, car cette donnée est cruciale pour l'exploitation compétitive d'une TGCC. En outre, ces contrats se caractérisent par leur grande complexité technique, qui entraîne l'insertion de clauses particulières adaptées aux besoins de chaque client. C'est pourquoi il est très peu probable qu'une société soit en mesure, à un moment quelconque, de comparer les termes de son contrat à ceux des contrats d'EDP avec GDP. Cela est particulièrement vrai en ce qui concerne un régulateur ou toute autorité publique, car ils ne décèleront probablement pas ces différences en temps utile. Ainsi, même si une telle conduite serait à considérer en elle-même comme illicite, l'incitation d'EDP à relever la facture gazière de ses rivaux par une politique de tarification à leur détriment aurait peu de chances d'être éliminée par l'illégalité théorique de cette conduite, étant donné que sa détection par les concurrents ou les autorités serait très peu probable (315).

426. Il convient également de noter qu'une telle stratégie de hausse des prix serait profitable à ENI (316), car elle n'aurait qu'une incidence limitée sur les volumes de gaz qu'ENI vendrait à ces concurrents. En effet, ces derniers doivent dans tous les cas répondre à une demande d'électricité très inélastique : l'accroissement des coûts sera probablement répercuté sur le marche de gros de l'électricité, puis sur les clients finaux.

427. En outre, une telle situation, où les concurrents potentiels sont confrontés à la perspective d'être approvisionnés par leur principal rival s'ils souhaitent entrer en temps utile sur le marché portugais, est susceptible de les en dissuader ou de retarder cette entrée. Cela n'irait pas à l'encontre de l'intérêt d'ENI à vendre de plus grands volumes de gaz, car EDP serait le mieux placé pour construire et exploiter de nouvelles TGCC. [...]*. ENI est de plus fortement incité à veiller à ce que des TGCC supplémentaires soient construites par EDP dans un proche avenir (car EDP s'approvisionnera en gaz auprès de GDP, dont ENI détient près de 50 %) et ne cherchera certainement pas à favoriser l'entrée d'un nouveau gazier sur le marché portugais.

428. Il s'ensuit qu'à l'issue de l'opération projetée, EDP sera incité à exclure les concurrents du marché de la production d'électricité par centrales à gaz en relevant les prix du gaz et/ou en abaissant la qualité de l'approvisionnement. Ce facteur renforcera en lui-même la position dominante d'EDP sur le marché de gros de l'électricité au Portugal, ce qui représente un obstacle de taille à une concurrence effective sur ce marché.

429. Pour toutes les raisons mentionnées plus haut, la Commission est d'avis que l'opération, telle que notifiée, renforcera la position dominante d'EDP sur le marché de gros de l'électricité au Portugal, ce qui aura pour effet que la concurrence effective sera notablement entravée au sens de l'article 2, paragraphe 3 du règlement sur les concentrations.

2. Marché des services auxiliaires

430. Comme expliqué au point 187, quelles que soient les perspectives d'apparition d'un marché ibérique dans un avenir prévisible, le marché des services auxiliaires demeurera de dimension nationale. Seules les électriciens implantés au Portugal seront autorisés à entrer sur ce marché. Pour le moment, EDP est le seul acteur au Portugal capable de satisfaire la demande sur ce marché. L'étude a confirmé qu'EDP est clairement dominant sur ce marché.

431. L'opération projetée éliminera un nouvel arrivant potentiel sur le marché de l'électricité, et donc un fournisseur potentiel de services auxiliaires. Sur la base de tous les éléments mis en lumière dans l'étude du marché de gros, et étant donné que seules quelques centrales peuvent fournir de tels services, l'entrée de GDP sur le marché de gros aurait affaibli la position d'EDP dans la fourniture de services auxiliaires. La concentration aboutit à l'élimination de ce concurrent potentiel sur le marché des services auxiliaires.

432. C'est pourquoi la Commission est d'avis que l'opération, telle que notifiée, renforcerait la position dominante d'EDP sur le marché de la fourniture de services auxiliaires au Portugal, ce qui aurait pour effet que la concurrence effective serait notablement entravée au sens de l'article 2, paragraphe 3 du règlement sur les concentrations.

3. Offre de détail d'électricité

(a) EDP détient une position dominante sur le marché de la vente d'électricité au détail du Portugal

433. De nombreux éléments indiquent qu'EDP détient clairement une position dominante sur le marché de détail de l'électricité au Portugal, sur le marché de la fourniture d'électricité aux gros clients industriels, et sur le marché de la fourniture d'électricité aux clients BT. [...]* (317)

434. En premier lieu, hormis EDP, les deux seuls acteurs présents sur le marché de détail de l'électricité au Portugal n'ont vendu que 1 324 GWh en 2003, alors que la consommation totale sur le marché était de 38 915 GWh. EDP détient donc plus de [90-100]* % du marché de détail.

435. Le marché éligible en 2003 était essentiellement celui de la fourniture d'électricité aux gros clients industriels (45 % de la consommation totale). Avec ces clients, les concurrents ne détenaient qu'une part de marché de [0-10]* % en termes de consommation, EDP détenant tout le reste, [90-100]* %.

436. La domination d'EDP est d'autant plus assurée qu'EDP est la seule société à desservir le réseau réglementé, qui représente 90 % de la consommation au Portugal (et même plus en nombre de clients). Cette situation perdurera, car en vertu de la réglementation portugaise, EDP continuera à alimenter l'ensemble du réseau réglementé, même après l'expiration des AAE, en qualité de fournisseur réglementé.

437. En outre, EDP détient également le réseau de distribution d'électricité du Portugal (EDP est en particulier titulaire de toutes les concessions municipales de distribution d'électricité à basse tension). Ce réseau confère à EDP un avantage considérable, car il lui permet d'avoir un contact direct avec les clients.

438. En qualité d'ancien monopole, EDP connaît également les profils de consommation de tous les clients (même les données historiques des clients ayant récemment opté pour un autre fournisseur), ce qui est crucial au moment de faire une proposition de prix à un client.

439. EDP a ainsi pu conserver la grande majorité des gros clients industriels éligibles qui sont passés du réseau réglementé (SEP) au réseau libéralisé. En 2003, [70-80]* % des clients ayant basculé du SEP au SENV sont en effet restés fidèles à EDP, soit [60-70]* % de la consommation totale sur le SENV en 2003 (318). Le chiffre de la part d'EDP sur ce marché est important, car il est fondamentalement le même qu'en 2002 ([60-70]* % de la consommation des gros clients industriels basculés), ce qui signifie que les concurrents ne lui prennent aucune part sur ce segment. La taille de ce segment était en 2003 de [20-30]* % de la consommation sur le marché des gros clients industriels. Cela illustre l'avantage lié au statut d'opérateur historique détenu par EDP sur le marché portugais, de par sa position de quasi monopole sur le réseau réglementé, mais aussi en raison d'avantages concurrentiels sur le réseau non réglementé.

440. Il convient également de remarquer que les deux autres acteurs présent sur les marchés de détail doivent importer de l'électricité d'Espagne. Ils doivent ainsi supporter des coûts et des risques supplémentaires, en particulier du fait de nombreuses situations imprévisibles de saturation qui les forcent à se procurer de l'électricité auprès d'acteurs situés au Portugal, à un prix élevé. Jusqu'à présent, REN a remédié à cette pénurie de courant. À l'avenir, il est probable que les concurrents devront s'adresser directement aux électriciens et dépendront alors vraisemblablement d'EDP.

441. [...]* (319)

442. [...]* (320) (321)

443. Ce seul élément indique qu'EDP détient une position dominante sur le marché de détail des gros clients industriels au Portugal. Cela est également vrai pour le marché des petits clients, dont l'ouverture n'a commencé qu'en 2004. L'expérience dans les autres États membres démontre clairement que les taux de basculement de ces clients sont bien plus faibles que ceux des clients industriels. La position dominante d'EDP ne peut donc être remise en cause qu'à un rythme plus lent.

Position des parties dans leurs réponses à la communication des griefs

444. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties ne contestent pas la conclusion de la Commission selon laquelle EDP détient une position dominante sur le marché de détail de l'électricité pour les petits clients (BT).

445. En ce qui concerne l'offre de détail d'électricité aux gros clients (HT et MT), les parties ne contestent pas explicitement les observations de la Commission ni la conclusion selon laquelle EDP bénéficie d'une position dominante sur ce marché, mais avancent des arguments visant à démontrer que la position d'EDP n'est pas si forte.

446. À cet effet, les parties se concentrent sur l'évolution des parts de marché sur le système libre, SENV. Cette approche n'est pas cohérente, car le marché en cause englobe tous les gros clients, qu'ils se situent dans le système libre ou dans le système réglementé. Cette définition du marché des produits n'a été contestée par aucune des parties et reflète la concurrence entre les conditions offertes dans le système régulé (en particulier les tarifs fixes et réglementés) et dans le système libre (prix libres et éventuellement fluctuants). La situation sur le marché en cause est très différente de ce que décrivent les parties, car les clients acquis par les concurrents ne représentent que quelques points de pourcentage de l'ensemble du marché, dominé par EDP.

447. Même si l'on considère uniquement le système libre, la Commission n'est pas d'accord avec les conclusions des parties concernant les pertes d'EDP en termes de clients et de parts de marché. En premier lieu, comme indiqué dans le tableau présenté par EDP dans sa réponse à la CG (322), EDP n'a pas perdu de clients entre 2003 et 2004. L'accroissement des ventes des concurrents d'EDP tient uniquement à des clients sortis du système réglementé. Ce basculement ne représente que [0-5]* % des ventes d'EDP. En second lieu, les parties "soulignent que la Commission ne prend en considération aucune extrapolation des tendances antérieures pour évaluer la position future d'EDP" (323), mais se réfèrent uniquement à l'évolution entre 2003 et 2004 pour suggérer une tendance à la baisse de la part de marché d'EDP. Si l'on considère une plus longue période, la situation apparaît très différente : entre 2001 et 2004, la part de marché d'EDP a augmenté de [40-50]* (324) à [...]*, alors que la taille du système libre a été multipliée par 8. Cela montre qu'EDP a capté la grande majorité des clients qui sont passés sur le marché libre (sans compter la grande majorité qui a décidé de rester fidèle à EDP dans le système réglementé).

448. Sur la base des éléments précités, la Commission parvient à la conclusion qu'EDP détient une position dominante sur le marché de détail de l'électricité des gros clients (HT et MT) et sur celui des petits clients (BT).

(b) La position dominante d'EDP sera renforcée par la fusion

449. L'étude approfondie de la Commission confirme que l'opération est susceptible de renforcer la position dominante d'EDP sur les marchés de détail de l'électricité portugais.

La fusion éliminera un concurrent potentiel important sur les deux marchés

450. L'opération proposée renforcera les positions dominantes d'EDP, car elle éliminera GDP en tant que concurrent potentiel important. Au cours de l'enquête de la Commission, les répondants ont en effet confirmé que GDP serait le nouvel arrivant le plus probable et le mieux armé sur ces marchés, en particulier du fait de sa base de clientèle, de sa marque nationale bien connue et de sa capacité à présenter des offres doubles.

451. Comme l'explique un acteur du marché, "En l'absence de fusion, EDP et GDP seraient les mieux placés pour entrer sur le marché du gaz et sur celui de l'électricité. Un bon exemple est offert par le marché britannique. En Espagne, les opérateurs historiques de l'électricité et du gaz sont la principale source de concurrence. Il y a un bénéfice croisé lorsque deux produits différents peuvent être vendus aux clients existants. Le profil de risque est similaire sur les deux marchés. Une large base de clientèle, un système de facturation et de compteurs peuvent être utilisés sur chacun des deux marchés. Les deux sociétés possèdent déjà une base de clientèle, qui se chevauchent en partie. En outre, les coûts des services au client peuvent être abaissés en offrant les deux produits à la fois. Comme on l'a vu au Royaume-Uni, les gaziers évoluent normalement vers la production d'électricité. Les clients tendent à demeurer fidèles à leur fournisseur historique. EDP ou GDP, grâce à leurs marques et à leur présence fortes au Portugal, pourraient capter leurs clients respectifs. Il semble cependant très peu probable que les nouveaux arrivants non portugais parviennent à le faire dans une mesure significative. [...]* Les opérateurs historiques sont fortement avantagés, car ils ont une base de clientèle, des informations la concernant, des contacts réguliers avec elle. Même après la libéralisation, les sociétés de distribution sont habituellement chargées de la résolution des problèmes techniques rencontrés par les fournisseurs : elles gardent un contact direct avec les clients de leurs concurrents." (325).

452. Dans leur réponse à la décision de la Commission arrêtée en application de l'article 6, paragraphe 1, point c), les parties arguent que :

"Le calendrier actuel de libéralisation des marchés représente en lui-même une interdiction légale des "offres doubles" et laisse le champ libre aux nouveaux arrivants. En effet, la libéralisation complète du marché de l'électricité a été fixée par décret-loi au 1er juillet 2004, tandis que celle du marché du gaz est prévue, pour les consommateurs autres que les producteurs d'électricité, en juillet 2007. À ce moment, les nouveaux arrivants sur le marché de détail de l'électricité auront eu le temps de renforcer leur base de clientèle et de faire connaître leur marque, compensant ce que la Commission a considéré comme un avantage concurrentiel pour GDP, qui est une marque nationale bien connue" (326).

453. En premier lieu, il faut souligner que les "offres doubles" ne sont pas nécessairement en elles- mêmes anticoncurrentielles. En fait, on s'inquiète de ce que GDP représente une pression concurrentielle accrue sur EDP précisément en raison de sa capacité à présenter des "offres doubles". En outre, la Commission n'a pas connaissance d'un règlement ou d'une loi en droit portugais qui interdise à GDP de lancer une filiale dans le secteur de la fourniture d'électricité sur le marché de détail. Étant donné la marque forte associée à GDP et sa connaissance de sa base de clientèle, cette filiale aurait pu se développer efficacement et exercer de fortes pressions sur EDP. Bien qu'il puisse y avoir obligation que cette filiale électricienne soit séparée des activités gazières réglementées de GDP, il ne sera pas difficile de donner aux clients l'impression qu'ils s'adressent en fait au même groupe industriel pour les deux sources d'énergie, et pourraient bénéficier d'une offre groupée dans un avenir très proche.

454. En second lieu, les marchés du gaz au Portugal devraient entamer leur libéralisation à partir de 2007 au plus tard. En application de la directive et de la dérogation dont bénéficie le Portugal, les marchés devraient être entièrement libéralisés en 2010. Toutefois, l'enquête de la Commission a révélé que les acteurs locaux attendent la libéralisation du marché du gaz pour une date bien plus proche. [...]*, par exemple, indique qu'EDP prévoit le calendrier suivant pour ce processus : [...]* (327). Ces dates sont bien plus proches que celles indiquées par les parties. [...]* (328).

455. Sur la base de l'expérience espagnole, CNE, le régulateur espagnol, a ainsi confirmé que GDP aurait été le nouvel arrivant le plus probable et le mieux armé sur les marchés de l'électricité ["L'expérience espagnole a confirmé que les opérateurs historiques du gaz et de l'électricité sont les concurrents les mieux à même d'entrer sur leurs marchés respectifs"], en particulier du fait de leur base de clientèle ["les opérateurs historiques du gaz possèdent une base de clientèle qui peut servir à développer une activité dans le secteur de l'électricité; en outre, ils disposent d'informations précieuses relatives aux clients, et entretiennent des contacts réguliers avec eux"] et de leur marque ["ils ont une marque bien connue, ce qui constitue également un atout pour la commercialisation de l'électricité : les clients considèrent que la société offre un service énergétique, qu'il s'agisse uniquement de gaz ou uniquement d'électricité]" (329).

456. Un grand gazier a également expliqué qu'il y avait quatre principales raisons à sa propre entrée sur ses marchés nationaux de l'électricité (alors qu'il était opérateur historique du gaz dans la même région). "En premier lieu, il pouvait s'appuyer sur ses clients du gaz pour développer une nouvelle activité, dans le cadre d'offres doubles. En deuxième lieu, il désirait capter des clients dans le secteur de l'électricité afin de compenser la réduction prévisible de ses parts de marché dans le secteur du gaz après la libéralisation. En troisième lieu, il voulait utiliser les TGCC comme "entrepôts virtuels de gaz" (s'il possédait des surplus de gaz, il pouvait l'utiliser dans les TGCC). Enfin, si GN souhaitait entrer sur le marché de détail de l'électricité, il devait être également présent dans la production et la vente en gros d'électricité, afin de couvrir le risque d'une augmentation des prix de l'électricité dans le pool : en cas de forte hausse de ce prix, il enregistrerait en effet des pertes sur le marché de détail (où les prix sont réglementés) mais verrait ses gains augmenter sur le marché de gros"330. Cet opérateur a également souligné l'importance de la marque dans ce contexte ["Selon notre expérience en Espagne, la marque d'une société de fourniture est très importante pour convaincre les clients de passer du marché réglementé au marché libre et pour améliorer le taux de changement de fournisseur" (331)].

457. L'opérateur historique du gaz au Royaume-Uni (Centrica) a également confirmé la probabilité que GDP entre sur les marchés de détail en l'absence de fusion, et a souligné la capacité d'un opérateur historique du gaz à s'appuyer sur sa base de clientèle et à la renforcer, par exemple en développant des offres doubles : "Près de 80 % de clients de [Centrica] dans le secteur de l'électricité sont clients pour les deux énergies" (332).

458. La possibilité de développer des offres doubles a également été mise en avant comme un facteur important par d'autres répondants qui expliquaient que GDP devait être considéré comme le nouvel arrivant potentiel le mieux placé sur le marché de détail : "La principale raison pour laquelle GDP [est le mieux placé pour entrer sur le marché de détail de l'électricité] dans les segments PME/résidentiel est le fait de posséder un nom connu au Portugal, un accès crucial au gaz lui permettant de présenter des offres doubles sur ces segments." (333). D'autres facteurs, tels que l'importance de posséder une marque locale, un réseau local ["Notre choix de GDP comme le mieux placé sur le marché portugais [de l'électricité] se fonde sur la force de sa marque et sur son étendue géographique en raison de son réseau de distribution du gaz"] (334), ainsi que des forces de vente locales ont également été soulignés par les concurrents ["le fait de disposer de forces de vente locales ainsi que d'une bonne connaissance du marché portugais] (335). Sur le long terme, GDP aurait également pu s'appuyer sur l'électricité produite par la TGCC qu'il envisageait de construire à Sinès, afin d'obtenir de l'électricité à des prix compétitifs sans dépendre de tiers ni être exposé à des phénomènes imprévisibles de saturation, contrairement aux concurrents actuels d'EDP sur le marché de l'électricité.

459. L'importance de ces éléments a également été soulignée par des clients au Portugal. Dans le cadre de l'enquête de la Commission, 39 % des répondants ont placé la présence locale (vendeurs/service technique) au premier rang des critères présidant au choix d'un fournisseur d'électricité. Viennent ensuite, en deuxième et troisième position, les "relations existantes" et "une large base de clientèle au Portugal". Cette enquête démontre également que GDP est perçu par les clients du secteur de l'électricité comme le fournisseur d'électricité le plus crédible.

460. Une nette majorité de répondants du côté de la demande a confirmé (336) qu'un gazier tel que GDP est le mieux placé pour entrer sur les marchés de l'électricité. GDP (ou une filiale de ce dernier) est considéré comme le fournisseur d'électricité le plus crédible par 35 % des répondants. En comparaison, Iberdrola et Endesa ont été placés en première position par seulement 25 % et 20 %, respectivement, des répondants. Parmi les critères les plus importants pour le choix du fournisseur d'électricité, les clients ont indiqué en premier lieu la présence locale (vendeurs/service technique) (39 % des répondants) ainsi que des relations préexistantes avec le fournisseur, et une large base de clientèle au Portugal.

461. En ce qui concerne la question de savoir s'il existe des différences importantes concernant l'entrée potentielle de GDP sur le marché de détail des gros clients ainsi que sur le marché de détail des clients BT, on a argué que les gros clients industriels seraient peu intéressés par des offres doubles. Il est exact que l'expérience dans d'autres États membres porte à le penser. Toutefois, il n'en demeure pas moins que de nombreux gros clients industriels qui ont répondu à la demande d'information de la Commission ont fait part de leur intérêt pour des offres doubles (50 %). De plus, ces mêmes clients, invités à classer des critères relatifs aux références d'un fournisseur d'électricité, attachaient davantage d'importance à des critères tels que "entreprise avec laquelle ils ont déjà travaillé" et "entreprise multiservices" qu'à ceux de "fournisseur d'électricité établi en Espagne" ou "grand électricien international". De plus, il convient de rappeler que 58 % des gros clients industriels portugais répondant ont déclaré que l'opérateur du gaz naturel est bien placé pour entrer sur les marchés de gros et de détail de l'électricité. (337) S'il se peut donc que les offres doubles jouent un rôle encore plus important avec les clients BT, cela ne signifie pas que l'offre soit sans intérêt pour les gros clients industriels, en combinaison, bien sûr, avec l'attente d'une réduction du prix sur la base du volume total acheté.

462. Il en va de même en ce qui concerne l'importance de la marque. Il est largement admis que la "marque énergétique" joue un plus grand rôle auprès des petits clients BT. Toutefois, si l'on interprète cette notion comme plus proche de critères de réputation tels que "fournisseur fiable bien connu et établi", cette distinction n'est plus si évidente. Le critère "forces de vente et service technique au niveau local" joue un rôle essentiel non seulement parmi les répondants du marché BT (qui représentent le segment supérieur des clients BT) mais également parmi les répondants du marché HT et MT (les gros clients industriels), suivis, de loin, par le critère des "relations existantes". Parmi les répondants clients BT, ainsi que parmi les répondants clients HT et MT, GALL/GDP bénéficie d'un avantage indéniable sur ses concurrents (principalement Iberdrola et Endesa) lorsqu'on leur demande le fournisseur d'électricité qui leur paraît le plus crédible. En ce qui concerne les clients HT/MT, ce résultat est d'autant plus significatif qu'Endesa et Iberdrola sont, comme souligné plus haut, déjà présents sur ce marché, alors que GALP/GDP n'est pour le moment qu'un concurrent potentiel (338).

463. Selon l'étude de la Commission, GDP est également perçu par EDP lui-même comme le concurrent potentiel le plus probable sur les marchés de détail. À propos des aspects positifs et négatifs de l'opération proposée, les risques représentés par les ELD pour les activités d'EDP dans le secteur de l'électricité sont présentés explicitement en ces termes [...]* (339). Cette conclusion est tirée en particulier par le Royaume-Uni : [...]* (340), où il est mentionné qu'un opérateur historique dans une région donnée a perdu seulement 17 % de sa base de clientèle, en grande partie (10 des 17 %) au profit de l'opérateur historique du gaz. En outre, il est indiqué dans le même document que l'opération assure [...]* (341). Toujours dans ce document, concernant les possibilités d'une alliance avec ENI, il est mentionné que l'opération prévue va [...]* (342).

464. Tous ces éléments confirment ainsi que, en conformité avec l'expérience dans d'autres États membres, GDP avaient, avant la fusion, de fortes motivations pour entrer sur les deux marchés de détail de l'électricité, celui des gros clients industriels et celui des clients BT, et serait probablement devenu un concurrent sérieux du fait de divers avantages liés à son statut d'opérateur historique, sur lesquels il pouvait s'appuyer en qualité de principal fournisseur de gaz du Portugal.

465. En outre, contrairement à GDP, les autres nouveaux arrivants potentiels se heurtent à des barrières importantes. En effet, comme l'explique un acteur du marché de l'électricité : "Pour réussir, un fournisseur sur le marché de détail au Portugal a besoin des éléments suivants : i) un accès à de l'électricité en gros provenant d'installations de production situées au Portugal, afin de gérer les risques sur les prix; ii) disposer d'une masse critique des comptes clients existants afin de répartir suffisamment les coûts d'exploitation fixes pour être compétitif sur le marché de détail; iii) disposer d'une base de clientèle économiquement viable ainsi que de forces de vente locales." (343).

466. En outre, suite à l'acquisition de son principal concurrent au Portugal, EDP restera la seule entreprise en mesure de proposer, dans un laps de temps relativement court, des offres doubles de gaz naturel et d'électricité à ses clients portugais, alors qu'en l'absence de fusion, les deux sociétés seraient en position de le faire, au bénéfice des consommateurs. Aussi, pour réussir, les nouveaux arrivants potentiels sur le marché de détail devraient-ils envisager d'être présents à la fois sur les marchés de détail du gaz et de l'électricité.

467. Il pourrait se trouver, en particulier parmi les clients BT, un groupe spécifique préférant des offres doubles pour des raisons de commodité (une seule facture, un seul point de contact pour le compteur et l'entretien). Pour présenter à ces clients une offre attractive, les nouveaux arrivants devrait faire au moins aussi bien qu'une entité bénéficiant des avantages inhérents à l'opérateur historique pour les deux produits. Cela serait à l'évidence bien plus difficile que de simplement faire mieux que l'offre double de deux sociétés séparées possédant chacune la force de l'opérateur historique sur un volet seulement, ce qui serait le cas en l'absence de fusion. Comme l'explique Centrica : "plus la relation avec le client est étroite (c'est-à-dire plus l'éventail de produits achetés par le client à une compagnie donnée est large), moins celui-ci est susceptible de changer de fournisseur" (344). À cet égard, la fusion mettrait des barrières à l'entrée du marché, car elle indiquerait le caractère inexpugnable de la position dominante de l'entité qui en serait issue.

468. L'offre double permettra donc à l'entité issue de la fusion de conserver plus facilement ses clients. À cet égard, [...]* (345).

469. Il est très peu probable qu'un autre acteur soit en mesure de présenter des offres doubles comparables à celles d'EDP dans un laps de temps relativement court. En effet, même en l'absence de fusion, cela représenterait un défi considérable pour toute autre entreprise. Iberdrola et Endesa devraient pour ce faire lancer une activité gazière quasiment ex nihilo : dans le cas d'Iberdrola, le point de départ serait une position très limitée si la vente projetée de deux petits ELD se réalise; Endesa possède quant à lui une participation minoritaire dans Portgás, mais il est très peu probable qu'avec la présence renforcée d'EDP, il soit en mesure de s'appuyer là-dessus pour développer sa propre activité gazière au Portugal. Les deux entreprises devraient se lancer sans la possibilité d'utiliser le gaz actuellement disponible dans le réseau espagnol, puisqu'EDP contrôlerait les droits de transport pertinents dans le gazoduc qui relie l'Espagne au Portugal. Après la fusion, comme on le verra plus loin, les chances des deux sociétés d'entrer sur le marché de la fourniture de gaz à des centrales TGCC ou aux ELD seraient réduites du fait de la position dominante renforcée de GDP, qui accaparerait la clientèle ainsi que les gros clients industriels et les clients BT. Ces deux entreprises auraient donc encore plus de difficultés à présenter une offre double attrayante aux clients de détail sur le marché de l'électricité au Portugal. Des considérations analogues peuvent être faites dans le cas de Gas Natural, qui n'est pour le moment pas présent au Portugal.

Position des parties dans leurs réponses à la communication des griefs

470. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties ne contestent pas les conclusions précitées de la Commission, se bornant à indiquer que d'autres acteurs pourraient à l'avenir concurrencer EDP. Les parties ne font pas de commentaire sur le fait que les concurrents comme les clients considèrent GDP comme le mieux placé pour concurrencer EDP sur les marchés de l'électricité.

471. Les parties ne contestent pas non plus l'importance de la marque ni le fait qu'aucune réglementation n'empêche GDP de vendre de l'électricité, en plus de ses activités dans le secteur gazier. En ce qui concerne la question de savoir si les clients apprécient les offres doubles, les parties ne font pas de commentaire sur les avis exprimés par les concurrents et les clients (qui révèlent tous l'importance stratégique des offres doubles) et se réfèrent uniquement à la réponse de Gas Natural, qui conclue que "les concurrents semblent partager l'avis des parties" (346).

472. Les parties insistent sur le fait que GDP devrait également entrer sur le marché de l'électricité et que cela représenterait une barrière supplémentaire à l'entrée. Or, comme déjà évoqué en détail, la Commission a établi que GDP [...]*, ce qui n'est pas contesté par les parties, ENI en particulier, dans les réponses à la communication des griefs.

Conclusion

473. Sur la base de ces éléments, la Commission arrive à la conclusion que la concentration, telle que notifiée, renforcerait la position dominante d'EDP sur les marchés de détail de l'électricité au Portugal, ce qui aurait pour effet que la concurrence effective serait notablement entravée au sens de l'article 2, paragraphe 3 du règlement sur les concentrations.

B. Marchés du gaz naturel

1. GDP détient une position dominante sur les marchés du gaz naturel au Portugal

474. Comme déjà indiqué, le secteur portugais du gaz se caractérise par les droits exclusifs conférés aux autorités nationales à différentes sociétés du groupe GDP pour la quasi totalité des activités relevant de la chaîne de commercialisation du gaz naturel au Portugal.

475. GDP, par l'intermédiaire de sa filiale à 100 % Transgás, possède un droit exclusif sur l'importation, la regazéification, le stockage et le transport (par le réseau à haute pression (347) ou toute autre voie terrestre ou maritime) du gaz naturel, ainsi que sur sa fourniture aux entreprises locales de distribution (ELD) ou à ses clients directs (électriciens ou industriels, y compris les cogénérateurs, dont la consommation annuelle est supérieure à 2 millions de m³")

476. En aval, GDP contrôle actuellement cinq des six ELD existantes (Lisboagás, Lusitaniagás, Setgás, Beirágas et Tagusgás), chacune disposant d'un droit exclusif sur la distribution du gaz naturel dans leur zone de concession, c'est-à-dire, sur le transport du gaz naturel dans ces zones par le réseau à moyenne et basse pression (348) et sur sa vente aux clients industriels et commerciaux dont la consommation annuelle est inférieure à 2 millions de m³, ainsi qu'aux ménages. La seule entreprise locale de distribution qui ne soit pas actuellement contrôlée par GDP est Portgás (présente dans la région de Porto), dont EDP, avant la fusion, a pris le contrôle conjoint, avec une option sur la participation restante de GDP. En outre, au travers des sociétés Dianagás, Duriensegás, Medigás, Paxgás, GDP possède un droit exclusif sur l'approvisionnement en gaz naturel de quatre zones autonomes non reliées au réseau de transport (UAD).

477. De par son statut de monopole légal avant la libéralisation, GDP est actuellement en position Dominante (349) sur tous les marchés gaziers (en particulier ceux de l'approvisionnement en gaz naturel des TGCC, des ELD, des GCI et des petits consommateurs), à l'unique exception du marché de la fourniture des petits clients dans la région de Porto.

478. Toutefois, comme déjà expliqué, la libéralisation des petits consommateurs entraînera la création de sociétés commerciales de fourniture issues des ELD actuelles et, éventuellement, l'entrée de nouveaux acteurs pour la fourniture de consommateurs passés dans le système ouvert. Ces nouveaux détaillants non réglementés (dont au moins un sera issu des ELD contrôlées par GDP et un autre de Portgás) seront probablement actifs au niveau national, car l'approvisionnement à l'échelon national des consommateurs passés au système ouvert, dont le nombre pourrait être restreint, peut être assuré à bien moindre coût qu'au niveau régional. En outre, le système tarifaire et les conditions d'offre du marché réglementé seront les mêmes dans l'ensemble du pays. Il est donc très probable que le marché de la fourniture de gaz aux petits consommateurs devienne national (350).

479. Sur ce marché, les seuls clients que GDP ne détiendra pas sont ceux de Portgás, contrôlé par EDP. La base de clientèle de GDP englobera donc [80-90]* % des petits consommateurs de gaz au Portugal, soit [70-80]* % de la consommation de gaz sur ce marché. Pour être complet, il faut également rappeler que, dans le cadre de la présente opération, il est prévu que deux ELD seront vendues à Iberdrola. Ces deux ELD ne représentent cependant que [0-10 %]* de la consommation totale et couvrent des zones rurales à faible densité commerciale et industrielle, dans lesquelles le développement du réseau est long et à haute intensité capitalistique. Comme l'explique Iberdrola (351), les ELD ne sont pas de nature à modifier la position dominante de GDP sur le marché des petits consommateurs. Sur la base de ces observations, qui ne sont pas contestées par les parties dans leurs réponses à la communication des griefs, ont peut donc conclure qu'après l'ouverture à la concurrence de la fourniture de gaz aux petits consommateurs (actuellement approvisionnés par les ELD), GDP détiendra également une position dominante sur ce marché.

480. Il convient également de souligner que, contrairement à l'avis de parties, la position dominante de GDP n'est pas susceptible d'être menacée de manière significative à court terme par les acteurs espagnols du secteur de l'énergie, pour les raisons énoncées ci-après.

Les avantages de GDP liés à sont statut d'opérateur historique

481. Menant dès l'origine la mise en place et le développement du secteur du gaz naturel au Portugal, et en sa qualité de monopole légal, GDP a acquis (et acquiert encore), sur les nouveaux arrivants potentiels, des avantages importants liés à ce statut d'opérateur historique. En particulier, i) il a acquis une solide expérience et une connaissance approfondie des marchés portugais du gaz à tous les niveaux, ii), il s'est doté d'une large base de clientèle avec un volume de ventes important dans le pays, iii) il a développé des marques très connues tant au niveau national que local, et iv) il a acquis une connaissance unique du profil des clients (en termes de consommation, de solvabilité et de conditions de crédit) ainsi que de leurs besoins particuliers (tels que les services additionnels ou spéciaux), v) il contrôle, par l'intermédiaire des ELD qui dépendent de lui, les gestionnaires de réseau de distribution.

482. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties arguent que ces avantages ne sont qu'apparents ou, en tout cas, pas de nature à nuire de manière significative aux chances des acteurs espagnols du secteur de l'énergie de réussir dans la concurrence sur les marchés pertinents du gaz au Portugal.

483. En ce qui concerne le point i) supra, ils affirment notamment que les marchés du gaz fonctionnent plus ou moins de la même façon de par le monde et que, en tout état de cause, le besoin éventuel de mieux connaître les conditions du marché local peut être aisément satisfait en embauchant le personnel approprié provenant de l'opérateur historique local. Il n'en demeure pas moins que l'opérateur historique portugais (ex-monopole) possède une connaissance sans égale des caractéristiques spécifiques et du fonctionnement concret d'un système gazier national. En outre, le fait que pour acquérir des connaissances spécifiques et complémentaires sur les conditions du marché local, les nouveaux arrivants puissent avoir besoin d'embaucher du personnel issu de l'opérateur historique local indique clairement que ce dernier bénéficie par rapport aux concurrents étrangers d'avantages liés à son statut.

484. En ce qui concerne le point ii) supra, les parties arguent qu'une masse critique de clients n'est pas nécessaire pour des acteurs tels que ceux basés en Espagne, au motif qu'ils disposent déjà des volumes de gaz nécessaires pour alimenter le marché portugais. L'étude du marché réalisée par la Commission indique cependant qu'une masse critique de ventes est nécessaire pour rentabiliser l'entrée sur les marchés du gaz. En premier lieu, comme l'explique un acteur mondial du gaz, afin d'assurer une entrée rentable sur les marchés du gaz portugais, "il serait nécessaire de disposer d'un minimum de volume [de ventes] combiné qui permette une programmation régulière de cargaisons de GNL, par exemple une cargaison par mois, afin de créer des conditions économiquement viables pour une chaîne d'approvisionnement (352)". Comme l'a souligné un autre gazier important, "une masse critique au Portugal est un facteur qui compte pour l'approvisionnement en gaz des petits clients résidentiels et non-résidentiels, qui nécessitent le développement d'organismes locaux pour le marketing et les relations commerciales." (353). La nécessité d'une masse critique de ventes a également été confirmée par les grands gaziers espagnols tels que Gas Natural et Endesa (354).

485. Concernant le point iii) supra, les parties arguent que les marques des gaziers mondiaux ou espagnols sont bien connues et que les éventuels avantages résiduels associés aux marques de GDP perdent de l'importance pour les clients du marché de gros. Il n'en demeure pas moins que les marques de GDP, qui sont bien établies aux niveaux national et local, et en particulier les marques de ses ELD, confèrent à cette entreprise un avantage supplémentaire pour l'approvisionnement en gaz des petits consommateurs.

486. Concernant les points iv) et v) supra, les parties observent que la deuxième directive "gaz" impose la séparation juridique des ELD, et que son article 14 dispose que les informations recueillies par les ELD séparées seront traitées comme des données confidentielles, seront divulguées de manière non discriminatoire et ne seront pas exploitées de manière abusive dans le cadre des ventes ou des achats de gaz naturel effectués par une entreprise liée (355).

487. À cet égard, il convient de noter que l'article 14 de la deuxième directive "gaz" ne fait référence qu'aux informations obtenues par le gestionnaire de réseau de distribution au cours de ses activités, et non pas aux informations sur le profil des clients et les besoins commerciaux spécifiques (voir le point iv). Ces informations commerciales peuvent être (et seront très probablement) conservées par les entreprises de fourniture gazière issues de la séparation des ELD qui approvisionneront les clients éligibles dans le système libre. Les avantages concurrentiels attachés à ces informations ne sont pas contestés par les parties.

488. En deuxième lieu, en ce qui concerne le contrôle des gestionnaires de réseau de distribution, selon l'enquête de la Commission, nonobstant les dispositions de la deuxième directive "gaz", les entreprises de fourniture gazière appartenant au même groupe d'un tel gestionnaire bénéficient d'avantages importants sur leurs concurrents. En particulier, CNE (le régulateur espagnol responsable de l'application des règles instaurées par la directive) souligne à cet égard que : "Outre le fait qu'une compagnie de distribution a accès à toutes les informations cruciales concernant les clients (adresse, consommation, etc"), elle a également des contacts réguliers avec eux. Cela la place dans une meilleure position au moment où le client devient libre de choisir son fournisseur et peut ainsi décider soit de rester fidèle à la compagnie de distribution historique, soit de s'adresser à la branche commerciale du groupe de celle-ci, l'une des premières à proposer un tarif réduit. Dans le secteur du gaz, la compagnie de distribution a des contacts avec ses clients en particulier dans le cadre des inspections techniques effectuées sur les nouvelles installations (donc avec de nouveaux clients) puis à intervalles réguliers tout au long de la vie utile de l'installation. (") La première inspection est effectuée par le distributeur, tandis que les inspections ultérieures peuvent être assurées soit par le distributeur, soit par le nouveau fournisseur. La prestation de ce service nécessite cependant un personnel nombreux, ce pourquoi elle est souvent sous-traitée au distributeur historique (qui possède déjà le personnel adéquat). De ce fait, le distributeur conserve les contacts avec la clientèle. Le service et les coûts des interventions d'urgence peuvent constituer d'autres barrières. Le distributeur est le nouveau fournisseur doivent négocier le prix de ces services sous-traités. Cela pourrait représenter une barrière supplémentaire à l'entrée de nouveaux fournisseurs, et plusieurs d'entre eux se sont plaints que le distributeur historique leur imposait des prix très élevés pour ces services, relevant ainsi le coût global de la conquête de nouveaux clients" (356).

Faiblesse du nombre de clients quittant l'opérateur gazier historique

489. Comme on l'a observé dans d'autres États membres où l'ouverture des marchés à déjà eu lieu, peu de clients quittent l'opérateur historique pour s'adresser à des nouveaux arrivants sur le marché, en particulier lorsque ces nouveaux arrivants ne sont pas des acteurs déjà bien établis dans le domaine énergétique de la zone concernée. Les informations recueillies par le régulateur espagnol CNE indique que 96 % des clients du gazier historique qui l'avaient quitté en décembre 2003 étaient restés au sein du même groupe, c'est-à-dire s'étaient adressés au fournisseur non réglementé du groupe Gas Natural. Le taux de conservation des clients mobiles étaient de 91 %, ce qui signifie que seul 9 % des clients mobiles avaient été attirés vers un groupe autre que celui de leur ancien ELD (357). Cette mobilité limitée de la clientèle se vérifie particulièrement dans le cas des petits consommateurs (358).

490. En ce qui concerne les GCI, le changement de fournisseur serait limité et retardé par les relations contractuelles existantes avec Transgás qui, selon les explications des parties, ont normalement une durée de [...]* ans et sont normalement reconduites pour la même durée. Une durée contractuelle moyenne de [...]* ans signifierait qu'en moyenne seulement 20 % des clients seraient susceptibles de mobilité chaque année, une donnée qui freine inévitablement de manière importante l'érosion de la puissance sur le marché de l'opérateur historique. Les GCI ont également indiqué qu'ils attachent une très grande importance à la sécurité d'approvisionnement ainsi qu'à la fiabilité attestée de leurs approvisionnements énergétiques. Cela constitue un facteur supplémentaire retardant le changement de fournisseur, lorsque les GCI n'entretiennent pas déjà des relations avec le fournisseur d'énergie (359).

491. En tout état de cause, étant donné la position de départ très forte de GDP, même si le taux de fidélité des clients était inférieur par rapport aux autres États membres (ce qui paraît peu probable), les nouveaux arrivants ont peu de chances de menacer la position dominante de GDP à court terme.

492. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties ne contestent pas que le taux de départ des petits clients de l'opérateur gazier historique soit faible. Ils arguent cependant que les réponses au questionnaire de la Commission indiquent qu'une majorité de GCI sont prêts à changer de fournisseur pour un rabais de 5 %, voire moins, sur le prix actuel. En outre, tout en reconnaissant qu'une large majorité de GCI ont indiqué qu'ils donnent la priorité à la sécurité et à la fiabilité d'approvisionnement pour le choix de leurs fournisseurs énergétiques, ils arguent néanmoins que rien n'indique que cela affecte la volonté des GCI de s'adresser à des fournisseurs avec lesquels ils n'avaient pas de relation auparavant.

493. À cet égard, la Commission est d'avis que, si la préférence des GCI pour la sécurité et la fiabilité d'approvisionnement n'affecte pas nécessairement dans tous les cas leur volonté de changement de fournisseur, cela n'en demeure pas moins un facteur important qui réduirait à coup sûr leur taux de mobilité. En outre, un acteur dominant a les moyens de rendre l'entrée très coûteuse en réduisant préventivement et temporairement les prix pour les seuls clients ciblés par les nouveaux arrivants, réduisant ainsi notablement les taux de changement de fournisseur.

Barrières existantes à l'entrée

494. La possibilité de menacer la position dominante de GDP est également fortement réduite par l'existence de plusieurs barrières à l'entrée, en particulier du fait i) du contrôle de GDP sur tous les points d'entrée au Portugal ainsi que sur la seule installation de stockage du pays, et ii) de la nécessité pour les nouveaux arrivants de parvenir à une taille critique.

495. En ce qui concerne le premier aspect, il est rappelé que GDP/Transgás contrôle la totalité de la capacité d'entrée, à savoir le gazoduc international en provenance d'Algérie (entrée à Campo Maior/Badajoz) (360), et qu'il possède et exploite le terminal GNL de Sinès ainsi que l'installation de stockage de Carriço. C'est pourquoi GDP/Transgás a les moyens de limiter notablement l'accès des tiers au réseau portugais, même si la réglementation nationale impose en définitive des règles relatives à l'accès des tiers aux infrastructures gazières.

496. En outre, le simple fait que l'opérateur historique détienne et contrôle tous les points d'entrée ainsi que l'unique installation de stockage du pays peut en lui-même dissuader ou retarder les nouvelles entrées sur le marché, étant donné que les nouveaux arrivants savent qu'ils devront s'appuyer sur leur principal concurrent pour avoir accès au marché portugais. Comme l'a montré l'expérience du marché espagnol, les nouveaux arrivants peuvent en effet s'inquiéter de ce qu'ils risquent d'obtenir l'accès aux infrastructures gazières à des conditions moins avantageuses que l'opérateur historique. À cet égard, il importe de noter que Gas Natural (l'opérateur historique espagnol, qui contrôlait également, au moment de l'ouverture des marchés du gaz, par l'intermédiaire d'Enagas, les principaux points d'entrée), explique que : "si EDP/GDP contrôle le terminal GNL de Sinès, il pourra bloquer les principaux marchés gaziers sans même adopter de comportement illégal (en particulier au début du processus de libéralisation, avant l'adoption des règles spécifiques en fonction des problèmes apparus). Après la libéralisation des marchés du gaz en Espagne, les choses ont changé très rapidement lorsque Gas Natural a abandonné le contrôle d'Enagas. Ainsi, Enagas autorise et encourage actuellement le partage des navires GNL entre plusieurs gaziers, afin d'exploiter au mieux les terminaux : cela favorise indéniablement l'entrée sur le marché de gaziers dont la clientèle est restreinte" (361).

497. Cette inquiétude des nouveaux arrivants pourrait être justifiée par le fait que l'opérateur historique, contrôlant la principale infrastructure d'entrée, disposerait d'une palette de moyens techniques pour favoriser ses propres importations sans être décelé ni sanctionné par les autorités compétentes. À cet égard, il convient de remarquer qu'en réponse à une demande d'information de la Commission, le régulateur portugais (ERSE) a affirmé que même si des règles aussi efficaces que possibles sont adoptées à terme, "ne peut affirmer qu'une éventuelle pratique discriminatoire sera décelée à temps en l'absence de découplage de la propriété des infrastructures gazières" (362).

498. En deuxième lieu, même si les infrastructures d'importations peuvent être utilisées efficacement par les tiers, atteindre une masse critique en termes de contrats gaziers apparaît comme une autre barrière importante à l'entrée. Pour être en mesure d'offrir le gaz à des conditions compétitives, il faut signer un contrat de fourniture portant sur un volume important (avec habituellement une très longue période de validité). Comme l'indique Enagaz : "Dans ces conditions, l'atout le plus important pour un nouvel arrivant est le contrat de fourniture." (363). La majorité des compagnies d'énergie qui ont répondu aux demandes d'information de la Commission expliquent qu'il n'est pas possible de se procurer du gaz en amont à un prix compétitif sans acheter au moins entre 500 et 1 000 millions de m³ par an (364). Un volume de 500 à 2 000 millions de m³ par an est considéré par certains répondants comme la taille critique minimale pour entrer sur le marché (365). En outre, comme déjà indiqué, la masse critique est également d'une importance cruciale en termes de base de clientèle. Côté demande, le nouvel arrivant n'a pas de certitude concernant le rythme auquel il pourra se développer. Cela représente un risque considérable : si les conditions du marché sont très incertaines et si les développements futurs peuvent être bloqués par un opérateur historique puissant, certains acteurs peuvent décider de ne pas se risquer sur le marché. Il semblerait que ce risque soit plus grand sur un marché de taille relativement modeste comme celui du Portugal, étant donné que les nouveaux arrivants devraient disposer d'une part important du marché pour atteindre la masse critique précitée. La réduction du risque lié à l'entrée et au volume d'achat est un des éléments qui explique que les marchés gaziers d'autres États membres tels que le Royaume- Uni se sont développés rapidement après le lancement de programmes de cession de gaz. Le niveau de croissance des marchés gaziers portugais après l'ouverture à la concurrence

499. Dans leur réaction à la décision de la Commission d'ouvrir une enquête approfondie, les parties ont souligné que le marché portugais est encore émergent et qu'il présente un taux de croissance favorable aux entrées. À cet égard, il convient cependant de souligner que si le marché portugais est en croissance rapide, ce niveau ne devrait pas se maintenir lorsque les principaux effets du processus d'ouverture commenceront à se faire sentir.

500. En réponse à une demande d'information spécifique de la Commission, l'ENI a notamment apporté les clarifications suivantes :

[...]*Conclusion

501. Vu les considérations précédentes, il apparaît donc que GDP détient une position dominante sur tous les marchés gaziers portugais (à l'exception du marché de la vente de gaz aux petits clients de la région de Porto, jusqu'à l'ouverture du marché à la concurrence).

2. La position dominante de GDP sur les marchés gaziers portugais sera renforcée par la fusion

502. Étant donné la position dominante préexistante de GDP sur les différents marchés du gaz, la Commission doit déterminer si cette position sera renforcée par la concentration notifiée.

503. Cette analyse doit être réalisée dans la perspective de l'ouverture prochaine du marché gazier portugais à la concurrence. En particulier, la Commission doit tenir compte du fait que l'ouverture à la concurrence du marché de la fourniture de gaz naturel aux producteurs d'électricité est prévue pour bientôt (courant 2005) et que, en application de la deuxième directive "gaz", tous les clients non résidentiels doivent devenir éligibles au plus tard en 2009 et tous les ménages au plus tard en 2010 (366). Même si tous les marchés du gaz ne sont pas actuellement ouverts à la concurrence, la Commission souligne que la directive ne laisse aucune incertitude quant à l'ouverture à terme de ces marchés, et fixe des dates limites claires et contraignantes pour les prochaines étapes du processus de libéralisation, qui ne peuvent être repoussées (les autorités portugaises ne peuvent qu'anticiper, comme ils l'ont annoncé en principe, l'ouverture de ces marchés).

504. Dans ce contexte, la Commission déterminera si, du fait de la concentration notifiée, GDP sera en mesure de faire davantage (ou plus facilement) obstacle à l'instauration d'une concurrence effective sur les différents marchés du gaz, et s'il aura alors la faculté de se comporter de manière encore plus indépendante de ses concurrents, de ses clients et en définitive des consommateurs.

(a) Fourniture de gaz aux producteurs d'électricité

505. Le marché de la fourniture de gaz aux électriciens est le premier à s'ouvrir à la concurrence au Portugal (367). Comme on l'expliquera plus bas, l'entrée éventuelle de nouveaux opérateurs gaziers risque d'être bloquée par la présente concentration, étant donné qu'elle verrouillera très probablement la totalité de la demande captable des centrales électrogènes à gaz existantes. Contrairement à l'avis des parties, il n'est pas possible de tabler sur le fait que cet important effet anticoncurrentiel sera atténué à court ou moyen terme par le développement d'une nouvelle demande consécutive à la construction de nouvelles centrales TGCC au Portugal.

Verrouillage de la demande existante

506. L'utilisation de gaz naturel aux fins de la production d'électricité (principalement dans des centrales TGCC) a été le principal facteur de l'introduction du gaz naturel au Portugal en 1997. Comme l'illustre le tableau ci-dessus, la demande des électriciens représente près de la moitié de la consommation totale de gaz naturel au Portugal. Cette proportion augmentera à la suite de l'entrée en service complet de la centrale TER.

507. Sur ce marché, seuls deux clients sont actuellement présents : Turbogás, qui exploite une TGCC à Tapada do Outeiro, et EDP, qui exploite une TGCC (TER) ainsi qu'une centrale bicombustible à Carregado.

508. La consommation annuelle moyenne de Turbogás s'élève à [...]* millions de m³368 par an, alors que sa consommation technique maximale est de [...]* millions de m³ par an. Ce gaz est fourni par Transgás sur la base d'un contrat signé en 1994 pour une période de [...]* ans à compter du début de l'exploitation commerciale de la première tranche TGCC (mars 1999). [...]*.

509. La TGCC d'EDP, TER, n'est pas encore pleinement exploitée. Elle se compose de trois tranches, dont la première est entrée en service en février 2004, la deuxième en novembre 2004, la troisième devant démarrer en [...]* 2006. Une fois pleinement opérationnelle, cette centrale aura une consommation technique maximale de [1 500-1 900]* millions de m³ par an. Pour l'approvisionner, EDP a signé en décembre 2003 un contrat avec Transgás pour une durée de [...]* ans sur [...]*. Aux termes de ce contrat, EDP a le droit d'acheter [...]* millions de m³ de gaz naturel par an pour chaque tranche, dont [...]* sont soumis à une obligation take-or-pay. De plus, en l'espèce, le prix est le résultat de l'addition d'un terme fixe (qui doit de toute façon être versé pour l'ensemble de l'ACQ) et d'un terme variable.

510. La consommation actuelle de la centrale d'EDP bicombustible est d'environ [100-150]* millions de m³ par an. Cette centrale est dans le système public, comme Turbogás, et également exploitée sur la base d'une relation triangulaire avec Transgás et REN.

511. Compte tenu des contrats de fourniture à long terme déjà en place pour les trois centrales existantes et de leurs obligations TOP, une fois achevée l'ouverture du marché, les possibilités de la concurrence sur ce marché seront restreintes. Du point de vue de la demande, la concurrence n'interviendra que pour les besoins gaziers à court terme des trois centrales, qui peuvent théoriquement évoluer entre le volume TOP (habituellement sensiblement inférieure au volume annuel contractuel (ACQ)) et la consommation technique maximale (même si, en partie pour des raisons techniques liées à la maintenance, il semble peu probable que la consommation effective atteigne jamais le maximum technique). L'obligation de payer dans tous les cas le terme fixe pour l'ensemble de l'ACQ pourrait inciter à acheter la totalité de ce volume à Transgás, à moins que d'autres fournisseurs puissent proposer du gaz à un prix inférieur au terme variable.

512. Les parties s'accordent sur le fait qu'après l'ouverture du marché, les gaziers pourraient se faire concurrence pour la couverture des besoins à court terme de ces trois centrales. Dans leur notification, ils indiquent clairement que "tout nouvel arrivant sur le segment de la fourniture de gaz naturel aux producteurs d'électricité du Portugal seront en mesure de concurrencer librement GDP pour la couverture des besoins gaziers à court terme des TGCC existantes ainsi que de la centrale bicombustible d'EDP à Carregado. À cet égard, les besoins à court terme renvoient à la différence entre le volume TOP et la consommation effective annuelle. [...]* (369).

513. En outre, dans leur réaction à la décision de la Commission d'ouvrir une enquête approfondie, les parties ont souligné qu'il convient de ne pas sous-estimer les besoins à court terme de ces trois centrales. Dans les années sèches, où la production hydroélectrique est moindre, ces centrales pourraient être exploitées à plein temps, et par conséquent atteindre leur consommation maximale technique. En réponse à une demande d'information de la Commission, les parties ont notamment souligné que [...]* (370).

514. Toutefois, la concurrence pour la couverture de ces besoins à court terme sera probablement bloquée, ou tout au moins fortement entravée, par le verrouillage de la clientèle dû à la concentration notifiée. En effet, après la concentration, les sociétés contrôlant les trois centrales à gaz perdront probablement les incitations économiques ou la possibilité légale d'acheter du gaz à de nouveaux fournisseurs, pour les raisons ci-après.

515. En premier lieu, en ce qui concerne EDP, à la suite de l'acquisition du contrôle en commun sur GDP, il sera fortement incité à acheter à GDP/Transgás le gaz naturel nécessaire pour les besoins à court terme de ses deux centrales, de manière à accroître ses profits sur le marché d'amont, et à bloquer l'entrée des concurrents de GDP.

516. Contrairement à l'avis des parties, le fait que les profits de GDP sur le marché de la fourniture de gaz aux électriciens soient partagés entre EDP et ENI ne paraît pas neutraliser l'incitation d'EDP à se procurer du gaz auprès de la société qu'elle contrôle conjointement. Il est clair en effet que, toutes choses égales par ailleurs, EDP est incité à acheter du gaz à GDP afin d'accroître sa participation de 51 % dans les profits de GDP. Cette incitation ne peut disparaître que dans le cas improbable d'un gazier indépendant offrant du gaz à un prix notablement plus bas que celui de GDP, à tel point que les économies réalisées alors par EDP dépasseraient ses gains au titre de sa participation aux bénéfices de GDP.

517. [...]*

518. [...]*

519. [...]*

520. En ce qui concerne la position de Turbogás, il convient de rappeler qu'EDP détient une participation de 20 % dans cette entreprise, et peut par conséquent bloquer toutes les décisions pour lesquelles un vote au sein du conseil d'administration représentant au moins 80 % du capital est nécessaire. [...]* Si tel est le cas, il va de soi qu'après la concentration notifiée, EDP aura tout intérêt à faire usage de sa minorité de blocage pour s'opposer à tout contrat de fourniture auprès de gaziers autres que GDP/Transgás. Cela est confirmé par le principal actionnaire de Turbogás, International Power, qui a récemment acquis 75 % de Turbogás : "Bien que Turbogás soit approvisionné dans le cadre d'un contrat à long terme, si à l'avenir les TGCC sont libres de se procurer du gaz auprès d'autres compagnies que Transgás, Turbogás pourraient couvrir ses besoins à court terme auprès d'autres fournisseurs. [...]* Il semble difficile de prendre une telle décision sans l'accord d'EDP. International Power s'attend à ce que ce type de décision nécessite un vote favorable à 85 %" (371).

521. À la lumière de ce qui précède, il apparaît donc que la concentration notifiée est susceptible de verrouiller l'ensemble de la demande de gaz captable des producteurs d'électricité, et donc de renforcer la position dominante de GDP sur le marché en question.

522. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties reconnaissent le verrouillage des besoins à court terme de Turbogas, mais contestent celui de la demande de gaz de la TER ainsi que celui des besoins à court terme de la centrale bicombustible d'EDP. À cet égard, ils arguent que la Commission n'a pas pris en compte le fait qu'après la concentration, EDP achèterait du gaz à l'opérateur offrant le meilleur prix, afin de réduire ses coûts de production et d'être en mesure de vendre son électricité à un prix compétitif.

523. Toutefois, ce scénario demeure très improbable. En effet, les parties ne tiennent pas compte du fait qu'après la concentration, Turbogás devra également couvrir ses besoins à court terme par des achats auprès de GDP. À cet égard, il faut rappeler que Turbogás est le seul concurrent, hormis EDP, qui puisse actuellement produire de l'électricité dans une centrale à gaz au Portugal, et qu'il utilise une technologie analogue à celle de la centrale TER, mais moins efficace. De ce fait, Turbogás se situe juste après TER (et entre TER et la centrale bicombustible d'EDP à Carregado) dans l'ordre de préséance pour l'appel d'électricité, exerçant ainsi la plus forte contrainte potentielle sur l'utilisation par EDP de ses centrales à gaz. Il s'ensuit qu'en acquérant GDP, EDP augmenterait ses profits en amont sans, en tout état de cause, perdre de compétitivité sur le marché de gros de l'électricité.

La création d'une nouvelle demande

524. Comme cela est indiqué plus haut, les parties affirment que l'effet anticoncurrentiel sera atténué à court ou moyen terme par le développement d'une nouvelle demande consécutive à la construction de nouvelles centrales TGCC au Portugal. À cet égard, ils observent en particulier que trois nouvelles TGCC étaient déjà envisagées avant la fusion : une première par Tejo Energia à Pego, une deuxième par Iberdrola à Figueira da Foz et une troisième par Gas Natural à Sinès. Les parties considèrent également que la Commission a laissé de côté la possibilité que des électriciens décident de convertir leurs centrales au pétrole en centrales bicombustibles, ou de les remplacer par de nouvelles centrales TGCC.

525. Toutefois, comme déjà indiqué, la concrétisation des trois nouvelles centrales TGCC annoncées est encore loin d'être assurée, et des incertitudes importantes pèsent sur la date de leur éventuelle entrée en service. En outre, des organismes officiels tels que des gestionnaires de réseau (REN et REE) ainsi que la direction générale portugaise de la géologie et de l'énergie (DGGE) ont réalisé des études selon lesquelles ils ne prévoient pas qu'une nouvelle centrale TGCC sera nécessaire, hormis les trois tranches de la centrale TER, pour répondre à la demande (372). Il est donc probable qu'aucune nouvelle TGCC ne sera construite dans un avenir prévisible, ou tout au moins que leur construction sera repoussée au-delà de 2010.

526. En outre, il convient également de tenir compte du fait qu'EDP pourrait agir de nombreuses manières pour retarder ces projets, [...]*, ou essayer d'anticiper sur ses concurrents en accélérant un nouveau projet de construction d'une deuxième TGCC (373). Si tel était le cas, l'effet de verrouillage des clients induit par la présente concentration s'étendrait à la nouvelle TGCC d'EDP.

527. Enfin, en ce qui concerne l'éventuelle conversion des centrales au pétrole existantes en centrales bicombustibles ou leur remplacement par de nouvelles TGCC, la Commission observe que le seul producteur d'électricité qui possède des centrales au pétrole au Portugal est EDP. Si cette entreprise décidait de transformer ses centrales en centrales bicombustibles ou de les remplacer par des TGCC, le problème du verrouillage de la clientèle, comme on vient de l'indiquer, serait aggravé plutôt qu'atténué.

Conclusion

528. Sur la base des considérations qui précèdent, la Commission est parvenue à la conclusion que la concentration, telle que notifiée, renforcera la position dominante de GDP sur le marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité au Portugal, ce qui aura pour effet que la concurrence effective sera notablement entravée au sens de l'article 2, paragraphe 3 du règlement sur les concentrations.

(b) Fourniture de gaz aux ELD

529. Comme indiqué dans les points relatifs à la définition du marché, lorsque la fourniture de gaz aux ELD sera libéralisée, cela constituera probablement un marché de produits à part entière. La demande y sera représentée par les six ELD existantes et/ou les compagnies de fourniture provenant de la séparation de ces ELD (ainsi que des éventuels nouveaux arrivants non intégrés).

530. Même si ces ELD ont actuellement des contrats de fourniture à long terme avec Transgás, les parties ont souligné que "lorsque les segments des ELD et des gros clients industriels seront libéralisés, ("), les contrats signés par GDP/Transgás et les ELD (") pourraient être dénoncés, en application de leur article 13, du fait de l'expiration de la concession d'une des parties ou, au moins, être profondément remaniés sur la base du nouveau cadre réglementaire, avec des conséquences sur les obligations applicables à la fourniture de gaz à long terme entre les ELD et GDP/Transgás ainsi que sur la faculté des anciennes compagnies à s'adresser à d'autres fournisseurs" (374).

531. Étant donné que cinq des six ELD existantes sont contrôlées par GDP, il paraît clair qu'en l'absence de concentration, sur toutes les ELD, les gaziers indépendants auraient pu tenter de fournir Portgás, la seule ELD non contrôlée par l'opérateur gazier historique. Même si GDP détient une participation minoritaire importante dans cette société, en l'absence de concentration, EDP aurait en effet pu exercer ses droits de préemption, empêchant ainsi GDP d'adopter une position de blocage.

532. Cette demande gazière captable par la concurrence sera verrouillée par la présente concentration, compte tenu du fait que, comme expliqué plus haut, EDP aura un fort intérêt après la fusion à amener Portgás à continuer d'acheter son gaz à GDP/Transgás. En outre, on peut mentionner que la déduction logique selon laquelle après la concentration, Portgás restera client de GDP/Transgás [...]* (375).

533. La demande de gaz des nouveaux arrivants potentiels cherchant à fournir en gaz les petits clients dépendra de leurs ventes auprès de leurs clients en aval. Il est cependant clair que ces ventes, s'il y en a, seront probablement très restreintes pendant une très longue période (du fait du faible taux de changement de fournisseur observé chez les petits clients) et ne permettront à aucun fournisseur de parvenir à une masse critique dans la fourniture de gaz aux ELD (ni aux nouveaux détaillants) au Portugal, ni même de contribuer de manière significative à la constitution d'une masse critique par l'approvisionnement de clients portugais sur d'autres marchés. En conséquence, le fournisseur le plus probable d'une telle compagnie serait également GDP.

534. Il en va de même pour les ELD d'Iberdrola et le (ou les) fournisseur(s) qui en seront issus (pour autant que l'opération de leur vente à Iberdrola se réalise). Comme indiqué plus haut, Iberdrola considèrent que ces ELD n'ont pas la taille critique, leur demande conjointe en 2003 ne représentant que [0-10]* % de la demande de toutes les ELD. Les parties ont suggéré que cette demande devrait augmenter considérablement, mais la prévision de demande de ces ELD pour 2007 demeure très faible, [0-10]* % de la demande totale des ELD ou [...]* millions de m³, à comparer à Portgás, dont la demande représente [20-30]* % de la demande totale des ELD, ou [...]* millions de m³.

535. Il convient de rappeler que le volume minimal de gaz nécessaire pour négocier un contrat viable en amont est estimé à 500-1000 millions de m³, auquel un fournisseur comme Portgás pourrait parvenir par l'acquisition de plusieurs clients industriels, tels que des cogénérateurs, mais qui semble hors de portée d'un hypothétique fournisseur des ELD d'Iberdrola et de nouveaux arrivants potentiels sur le marché des petits clients.

536. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties ne contestent pas le verrouillage de la demande de Portgás, qui aurait pu être captée par d'autres fournisseurs de gaz en l'absence de concentration. Ils arguent cependant i) que la taille des ELD d'Iberdrola pourrait augmenter au-delà des [0-10]* % prévus pour 2007, ii) que la masse critique requise pourrait être atteinte en ajoutant à la consommation des ELD d'Iberdrola et des nouveaux détaillants la consommation d'autres catégories de clients, tels que les GCI et les nouvelles TGCC, ii) que la masse critique minimale requise ne pourrait bloquer que l'entrée des opérateurs obligés de conclure de nouveaux contrats de fourniture gazière afin d'approvisionner les marchés portugais, et non celle des sociétés telles qu'Iberdrola et Gas Natural, qui pourraient tout à fait décider d'entrer sur le marché portugais en utilisant du gaz naturel acquis dans le cadre de contrats pré-existants.

537. Il n'en demeure pas moins que la concentration aura pour effet de verrouiller la grande majorité de la demande gazière que des opérateurs auraient pu chercher à capter. Comme déjà indiqué, après l'ouverture de ce marché à la concurrence, la demande captable serait immédiatement représentée par la consommation de Portgás ([...]* millions de m³ par an) et des ELD d'Iberdrola ([...]* millions de m³ par an). Le verrouillage de la demande de Portgás éliminera donc environ [80-90]* % de la demande captable. Il est donc clair que, même dans le cas improbable où, après un certain temps, la consommation des ELD d'Iberdrola augmenterait considérablement et que des nouveaux détaillants gaziers entreraient sur le marché, le verrouillage de la clientèle due à la concentration resterait considérable.

538. En conséquence, la Commission est d'avis que la concentration, telle que notifiée, renforcera la position dominante de GDP sur le marché de la fourniture de gaz naturel aux ELD au Portugal, ce qui aura pour effet que la concurrence effective sera notablement entravée au sens de l'article 2, paragraphe 3 du règlement sur les concentrations.

539. Comme l'indique le tableau ci-dessus, la demande des GCI dont la consommation annuelle est supérieure à 2 millions de m³ représente actuellement environ la moitié de la demande totale de gaz au Portugal (une proportion qui va diminuer après l'entrée en service de la centrale TER).

540. En application de la deuxième directive "gaz", ces clients, qui sont actuellement approvisionnés par Transgás, deviendront éligibles au plus tard en 2009 (et pourraient même le devenir dès 2006 selon les déclarations du Gouvernement portugais).

541. Compte tenu des importants débouchés commerciaux que représentent ces clients, il est très probable qu'en l'absence de concentration, EDP serait devenu un concurrent sérieux de GDP.

542. En effet, EDP est lui-même un gros client gazier (et sera bientôt le principal) au Portugal du fait des besoins de sa TGCC et de sa centrale bicombustible. Par conséquent, EDP serait fortement incité à acheter du gaz à plus grande échelle et à revendre la partie excédant ses propres besoins. En outre, l'exploitation d'une TGCC confère une grande souplesse aux gaziers, qui peuvent décider, en fonction du prix respectif du gaz et de l'électricité, de brûler leur gaz aux fins de la production de courant, ou de le vendre. Un gazier explique à cet égard que :

"EDP est l'entreprise la mieux placée pour entrer sur les marchés du gaz au Portugal. Lorsque vous contrôlez une TGCC, vous pouvez facilement écouler le gaz en surplus auprès de clients. Cette opération est une excellente décision économique. En effet, non seulement elle étale vos risques sur plusieurs marchés, mais encore elle vous permet de réaliser des économies d'échelle (groupage de capacités par ex") et d'arbitrer entre la vente de gaz et sa consommation, en fonction des prix respectifs. On y gagne en souplesse pour les deux fournitures, gaz et électricité" (376).

543. Évoluer de cette position de très gros client vers un statut d'acteur sur le marché vendant lui- même du gaz est une démarche jugée logique par de nombreux participants au marché, y compris ENI qui suppose, pour l'examen de la future demande de gaz naturel en gros au Portugal, que cette catégorie de revendeurs aux utilisateurs finaux "englobe les producteurs d'électricité qui décident de vendre le gaz naturel dont ils disposent en surplus de leurs propres besoins." (377). À propos de ce lien inhérent entre la vente de gaz au détail et l'exploitation de TGCC, Gas Natural a dénommé les TGCC "des dépôts virtuels de gaz" (378). Certains sont également d'avis que les entreprises exploitant des TGCC ont une forte motivation pour entrer sur d'autres marchés gaziers, car il est trop risqué de ne s'assurer d'un approvisionnement en gaz que pour une seule TGCC (379).

544. En outre, compte tenu du fait, comme expliqué plus haut, qu'EDP est de loin le nouvel arrivant potentiel le plus probable sur le marché de détail pour l'approvisionnement des petits clients, il aurait eu également une forte motivation pour entrer sur le marché de l'approvisionnement des GCI, afin de réaliser des économies d'échelle.

545. En outre, en l'absence de fusion, l'entrée d'EDP sur le marché lui aurait permis de présenter des offres doubles afin d'attirer des gros clients industriels à la fois pour le gaz et l'électricité. Même si ces offres pourraient s'avérer moins attrayantes pour la grande industrie que pour les petits clients, l'étude du marché réalisée par la Commission a montré que ces gros clients peuvent également être intéressés par des offres doubles, afin d'obtenir un meilleur prix pour les deux produits énergétiques. Ainsi, une stratégie mise en œuvre par EDP consistant en des offres doubles assorties de ristournes en fonction du volume aurait de bonnes chances de réussir auprès des GIC.

546. Enfin, lorsqu'il a été demandé aux GIC, dans le cadre de l'étude du marché réalisée par la Commission, de classer les sociétés et les groupes de sociétés auxquels ils envisageraient de donner la préférence en remplacement de GDP pour la fourniture de gaz naturel, ceux-ci ont mentionné deux sociétés devant toutes les autres : Gas Natural et EDP. Les grandes compagnies pétrolières venaient après. Endesa et Iberdrola étaient encore moins bien placés.

547. Compte tenu de ces éléments, la Commission considère que, sans la fusion, EDP aurait constitué un des nouveaux arrivants potentiels les plus crédibles, voire le plus crédible sur le marché de l'approvisionnement des GCI. L'opération aboutirait donc à l'élimination d'un des principaux concurrents potentiels, et renforcerait ainsi la position dominante de GDP sur le marché de la fourniture de gaz naturel aux gros clients industriels au Portugal.

548. Dans leurs réponses à la communication des griefs, les parties arguent que la Commission sous-estime la probabilité de l'entrée de Gas Natural sur le marché de l'approvisionnement des GCI, ainsi que la possibilité que d'autres entreprises exploitant une TGCC au Portugal (International Power) ou envisageant d'en construire une (Iberdrola et Tejo Energia) pourraient être bien placées pour entrer sur ce marché.

549. La Commission ne sous-estime pas la probabilité d'autres entrées sur ce marché, mais elle considère néanmoins qu'EDP serait en l'absence de fusion un des concurrents de GDP les plus crédibles. Compte tenu de la forte position dominante de GDP, l'élimination d'un tel concurrent potentiel devrait renforcer de manière substantielle la puissance sur le marché de cette société.

550. Sur la base des considérations qui précèdent, la Commission est parvenue à la conclusion que la concentration, telle que notifiée, renforcera la position dominante de GDP sur le marché de l'approvisionnement en gaz des GIC au Portugal, ce qui aura pour effet que la concurrence effective sera notablement entravée au sens de l'article 2, paragraphe 3 du règlement sur les concentrations.

(d) Variante de la définition du marché : grand marché de gros (approvisionnement des producteurs d'électricité, des ELD et des gros clients industriels)

551. Comme indiqué précédemment, dans leur réaction à la décision de la Commission d'entamer une enquête approfondie, les parties ont affirmé que la Commission devrait évaluer l'incidence de la fusion sur un marché de gros plus large englobant l'approvisionnement en gaz des producteurs d'électricité, des ELD et des GCI.

552. La Commission n'a pas retenu cette proposition de définition du marché. En tout état de cause, étant donné que l'ouverture des différents marchés du gaz n'intervient pas au même moment, une évaluation spécifique de l'incidence de la présente concentration sur le marché de l'approvisionnement en gaz des producteurs d'électricité est nécessaire.

553. Néanmoins, pour être complet, la Commission a également analysé l'effet probable de la concentration notifiée sur le marché gazier de gros élargi suggéré par les parties. En particulier, la Commission a évalué l'incidence sur ce marché de l'effet de verrouillage de la clientèle induit par la concentration. À cet effet, la Commission a tout d'abord considéré qu'en l'absence de concentration, des opérateurs indépendants auraient pu chercher à capter des clients, puis elle a déterminé quelle partie de cette demande captable serait verrouillée par la concentration notifiée.

554. En particulier, la Commission considère que l'ensemble de la demande captable de ce marché élargi se composerait i) des besoins à court terme de Turbogás et de la TER, ii) de la consommation de Portgás (la seule ELD non contrôlée par GDP) et iii) de la consommation des gros clients industriels, à l'exclusion des cogénérateurs contrôlés (seul ou conjointement) par GDP. La Commission a effectué ce calcul pour l'année 2007.

555. Les besoins à court terme de Turbogás, de la centrale bicombustible et de la centrale TER ont été pris en compte, comme le suggéraient les parties (380). Comme indiqué plus haut, aucune autre TGCC ne sera en service. La demande des ELD, et en particulier de Portgás, a été prise en compte comme suggéré par les parties. L'ELD potentielle d'Iberdrola a été prise en compte dans la demande captable. La consommation des GCI a été supposée égale aux indications d'un document communiqué à la Commission par les parties lors de plusieurs réunions (381), et la demande captable des GCI a été calculée sur cette base (382). Un cogénérateur contrôlé par EDP a été inclus dans la demande captable. Le volume de marché verrouillé a été calculé comme la somme des volumes additionnels de la centrale TER, de la centrale bicombustible de Turbogás et d'EDP et du cogénérateur d'EDP. Ce volume a été calculé sous forme d'un pourcentage du volume de la demande captable en 2007.

556. La Commission a ainsi établi que [60-70]* % de la demande captable sera verrouillée383. Il faut en outre tenir compte du fait que la demande captable des GCI a été incluse dans le calcul selon une hypothèse qui favorise de manière irréaliste les parties, à savoir que ces GCI ne concluraient, à partir de maintenant et jusqu'à l'ouverture effective du marché, plus aucun contrat avec GDP, et que par conséquent la totalité de leur demande pourrait être captée en 2007. Si l'on tient compte de ce facteur, et aussi du fait que les parties fusionnantes pourraient ne parvenir qu'à verrouiller 50 % de la demande captable en 2007, on se trouve dans une situation où aucun nouvel arrivant potentiel ne pourrait atteindre la masse critique définie précédemment.

557. Ces évaluations ne sont pas contestées par les parties dans leurs réponses à la communication des griefs.

558. On peut donc conclure que, même dans cette configuration (supposée) du marché de gros, la concentration telle que notifiée, renforcerait la position dominante de GDP, ce qui aurait pour effet que la concurrence effective serait notablement entravée au sens de l'article 2, paragraphe 3 du règlement sur les concentrations.

(e) Approvisionnement en gaz des petits clients (petite industrie, clients commerciaux et ménages)

559. Comme indiqué plus haut, la deuxième directive "gaz" prévoit que tous les clients non- résidentiels doivent devenir éligibles au plus tard en 2009, et tous les ménages au plus tard en 2010. Toutefois, il a été annoncé par le Gouvernement portugais que la libéralisation du secteur gazier serait anticipée. Le Gouvernement a notamment fait savoir qu'il fixerait en juin 2005 le calendrier des prochaines étapes de la libéralisation. On rapporte également que la question a été abordée lors d'un récent sommet entre les premiers ministres portugais et espagnol à Saint Jacques de Compostelle. Une date pour la libéralisation complète du marché gazier portugais en 2008 a circulé, mais n'a pas été confirmée (384). [...]* (385).

560. Étant donné qu'en application de la deuxième directive "gaz", le marché de la fourniture de gaz sera ouvert à la concurrence au Portugal, la question se pose de savoir si la concentration a pour effet de renforcer la position dominante de GDP en éliminant EDP en tant que concurrent potentiel important, empêchant ainsi l'ouverture effective du marché à la concurrence.

561. Plusieurs éléments recueillis par la Commission au cours de son enquête indiquent qu'en l'absence de fusion, EDP aurait été le principal concurrent potentiel sur le marché de l'approvisionnement en gaz des petits consommateurs. En qualité d'opérateur historique du secteur de l'électricité, EDP dispose de solides avantages pour entrer sur le marché de l'approvisionnement en gaz des petits consommateurs; la propriété d'une ELD lui confère des avantages supplémentaires et atteste sa capacité d'entrer sur ce marché et de s'y étendre

562. Comme il ressort de l'expérience dans d'autres États membres, les opérateurs historiques du secteur de l'électricité sont très bien placés pour réussir leur entrée sur le marché de détail du gaz. Au Royaume-Uni et en Italie notamment, les électriciens historiques Powergen et ENEL ont réussi leur entrée sur les marchés gaziers, et sont devenus les principaux concurrents de l'opérateur historique du gaz (respectivement British Gas et ENI). En outre, de nombreux électriciens historiques régionaux britanniques sont entrés sur le marché gazier. Compte tenu de sa contiguïté et de ses liens avec le marché portugais, le marché espagnol offre également un exemple pertinent où tous les grands électriciens (Endesa, Iberdrola, Hidrocantábrico et Unión Fenosa) ont fortement développé leurs activités gazières, soit par une entrée réussie sur le marché (Iberdrola), soit par une croissance vigoureuse, en partie due à des acquisitions, à partir d'ELD de très petite taille (Endesa, Hidrocantábrico et Unión Fenosa), et où tous livrent une vive concurrence à l'opérateur historique du gaz. Le régulateur espagnol a expliqué la réussite de l'entrée et du développement des électriciens sur le marché du gaz en Espagne en ces termes :

"L'expérience espagnole a confirmé que les opérateurs historiques du gaz et de l'électricité sont les concurrents potentiels les mieux armés pour entrer sur leurs marchés respectifs. (") Aujourd'hui, les compagnies électriques (Endesa, Hidrocantábrico, Iberdrola et Union Fenosa) sont devenus les plus âpres concurrents de l'opérateur historique, en raison des avantages suivants : 1) le fait que les électriciens ont besoin de gaz pour les centrales TGCC qu'ils utilisent de plus ne plus pour la production d'électricité. Une fois entrés sur le marché gazier comme acheteurs de gros volumes, il leur était facile de décider d'entrer sur le marché de détail comme fournisseurs. En outre, ils sont à présent en mesure d'arbitrer entre consommer le gaz pour produire de l'électricité et le vendre à des clients finaux, en fonction du rapport entre le prix du gaz et celui de l'électricité. Cela leur confère un avantage notable par rapport aux acteurs qui seraient présents dans un seul marché, à savoir une plus grande souplesse eu égard à leurs obligations TOP, et l'optimisation de leurs bénéfices;2) ils disposent d'une base de clientèle qui peut également servir à développer une activité gazière; 3) ils ont une marque bien connue" (386).

563. Comme indiqué ci-après, ces facteurs ont aussi été soulignés par les acteurs du secteur énergétique au cours de l'enquête approfondie.

564. Les avantages d'EDP peuvent être groupés en trois principaux faisceaux : a) avantages au niveau des achats dus à la position d'EDP d'exploitant de centrales électrogènes à gaz au Portugal; b) avantages dus à la position d'EDP d'opérateur historique dans la vente au détail et la distribution de l'électricité; c) avantage liés à sa position dans le commerce gazier de détail au Portugal, et aux informations dont il dispose en la matière (Portgás et partage d'informations relatives à Lisboagás).

Avantages au niveau des achats dus aux TGCC

565. En premier lieu, EDP est le principal client gazier au Portugal, pour la couverture des besoins de sa centrale TGCC et de sa centrale bicombustible, ce qui l'incite fortement à procéder à des achats massifs de gaz puis à en revendre une partie sur le marché de détail, afin d'optimiser ses bénéfices et de réaliser d'éventuelles économies d'échelle.

566. La consommation de gaz des TGCC est très fluctuante. Néanmoins, une capacité fixe doit être réservée dans les terminaux et les gazoducs, et payée. De ce fait, il entre dans la logique économique de se lancer dans le commerce de détail du gaz dans le cadre des mêmes contrats de fourniture : le gaz peut facilement être acheminé jusqu'aux clients, pour un surcoût négligeable. En outre, le groupage des capacités permet de réaliser d'importantes économies d'échelle, ce qui constitue une motivation supplémentaire pour entrer sur le marché de détail du gaz.

567. Iberdrola, qui a réussi son entrée sur les marchés gaziers d'Espagne, confirme cette vision : "Les éléments cruciaux du développement d'une stratégie bi-énergie sont les suivants : i) recours aux économies d'échelle grâce à la consommation élevée des TGCC d'Iberdrola, en particulier en ce qui concerne la négociation des contrats gaziers et le groupage des transports de gaz sur le réseau; ii) optimisation de la gestion du gaz et de l'électricité : possibilités d'arbitrage entre la vente de gaz ou sa consommation pour la production d'électricité, en fonction des prix de l'un et de l'autre; iii) semi-intégration ascendante : acheter au producteur de gaz" (387).

568. En outre, EDF indique que "l'exploitation d'une TGCC facilite l'entrée sur les marchés gaziers de détail." (") Cela va non seulement se traduire par de nets avantages en termes de réduction des prix, mais également permettre de se couvrir contre les risques de fluctuation des prix en jouant sur les mécanismes de groupage (") ainsi que d'arbitrer en fonction des prix entre consommer et vendre" (388).

Avantages liés au statut d'opérateur historique pour la distribution et la fourniture d'électricité au détail

569. En second lieu, il semble qu'EDP, en qualité de détaillant d'électricité historique au Portugal, aurait eu de solides avantages à l'entrée sur le marché de détail du gaz pour les petits consommateurs, ainsi que des incitations à ce faire. Ces avantages sont liés à trois principaux facteurs :

Contacts et relations avec les clients

570. EDP a la capacité de s'appuyer sur une base de clientèle sans égal sur le marché de l'électricité pour entrer dans le commerce de détail du gaz. En effet, EDP possède un accès privilégié aux consommateurs effectifs et potentiels de gaz (puisque tous les consommateurs de gaz sont également consommateurs d'électricité), ainsi qu'à la base de clientèle de Portgás. Il est également en mesure d'utiliser la même organisation commerciale pour vendre de l'électricité et du gaz. Les acteurs du secteur de l'énergie soulignent que la capacité de prendre appui sur une large base de clientèle et d'utiliser les mêmes forces de vente permet d'abaisser sensiblement le coût commercial de chaque utilisateur final. Selon Iberdrola : "[...]* La fourniture de gaz et celle d'électricité présentent de nombreuses similitudes : le canal de distribution, identique ou très proche, la base de clientèle qui est grosso modo la même. La marque est également un facteur très important pour les clients, en particulier les petits clients. Les marques dans les secteurs du gaz et de l'électricité sont clairement associées aux fournisseurs énergétiques. Disposer d'une marque forte dans un de ces secteurs (l'électricité par ex") assure un net avantage dans l'autre secteur (le gaz par ex") et vice-versa. Les clients donnent la préférence aux offres doubles du fait que i) les deux produits sont étroitement liés à leurs yeux (services énergétiques) et ii) cela réduit le nombre d'interlocuteurs : un seul fournisseur, un seul centre d'appel, etc..." (389).

571. Pour sa part, BP souligne que "le distributeur historique de l'électricité détient des avantages concurrentiels tenant notamment à sa base de clientèle (accès aux clients et économies d'échelle) ainsi qu'à la connaissance des clients (possibilité de définir des propositions attrayantes plus ciblées) (390).

572. L'avantage tiré de l'exploitation d'un réseau électrique est également souligné par International Power, très actif au Portugal : "La différence de calendrier pour la libéralisation du marché du gaz et de celui de l'électricité peut également être un avantage pour EDP, car en sa qualité de compagnie historique de distribution de l'électricité, il assure les inspections techniques obligatoires et entretient déjà à ce titre des contacts avec les clients. (391)" Offres doubles (gaz-électricité)

573. EDP aurait également bénéficié d'une avantage important en qualité d'opérateur multiservices en mesure de présenter des offres doubles d'électricité et de gaz afin de conquérir de nouveaux clients (392). Les expériences britannique (393) et espagnole montrent que les compagnies d'électricité entrées sur le marché du gaz ont présenté avec succès des offres doubles. "Selon Iberdrola, l'offre double est le principal moteur du développement du marché. C'est ce que l'on a observé en Espagne et ce qui se passerait très probablement au Portugal. Pour le moment, [...]* des contrats d'Iberdrola sont des contrats bi-énergie. Cette proportion est bien plus élevée en ce qui concerne les nouveaux clients conquis par Iberdrola" (394).

574. L'enquête de la Commission confirme en effet que les consommateurs de gaz et d'électricité attachent une grande valeur aux offres doubles lors du choix de leur fournisseur d'énergie. Comme l'explique un acteur du marché du gaz : "En outre, les clients apprécient indéniablement de pouvoir se procurer à la fois le gaz et l'électricité auprès du même fournisseur (offre double). EDP peut facilement s'appuyer sa base de clientèle sans égal au Portugal (consommateurs d'électricité) afin de développer une activité gazière et rendre l'entrée de concurrents plus coûteuse et longue : ils devront en effet développer au Portugal à la fois des activités dans le secteur du gaz et dans celui de l'électricité" (395).

Force de la marque

575. Enfin, à la différence d'autres nouveaux arrivants potentiels étrangers, EDP possède une marque nationale bien connue comme acteur du secteur de l'énergie, tant au niveau national que local. Tous les consommateurs portugais d'électricité (qui sont autant de consommateurs potentiels de gaz) peuvent donc associer EDP à un opérateur énergétique national fiable. Il s'agit donc non seulement d'un avantage lié à la marque, mais aussi d'un avantage lié à la réputation d'un nom bien connu dans le secteur énergétique et d'une compétence technique attestée, ce qui est d'une importance capitale. L'enquête de la Commission confirme qu'il s'agit là d'un facteur crucial aux yeux des clients lors du choix du fournisseur pour le gaz et l'électricité (396).

Avantages dus à la position d'EDP dans le commerce de détail du gaz au Portugal, et aux informations à sa disposition en la matière

576. L'entrée d'EDP sur les marchés de détail du gaz s'illustre également, outre son expérience en Espagne, où elle a déjà acquis en 2003 le deuxième opérateur gazier espagnol, Naturcorp, par l'intermédiaire de sa filiale Hidrocantabrico (397), par l'acquisition récente du contrôle conjoint d'une grande ELD, Portgás.

577. Il convient de noter à cet égard qu'en l'absence de fusion, Portgás aurait été le seul fournisseur de gaz non lié à GDP déjà établi au Portugal. Au moment de l'ouverture du marché, elle aurait ainsi été la seule entreprise prête à entrer immédiatement et réellement en concurrence pour l'approvisionnement en gaz des petits consommateurs. La fusion élimine cette source de concurrence.

578. En outre, le fait qu'EDP ait récemment acquis le contrôle en commun de Portgás et pourrait obtenir environ [60-70]* % [...]* lui confère des avantages supplémentaires. En premier lieu, la position d'opérateur historique régional est en elle-même un avantage considérable, même dans un environnement ouvert à la concurrence. En effet, étant donné le faible taux de changement de fournisseur des clients de détail, EDP aurait été en mesure de développer ses activités gazières à partir de l'importante base de clientèle de Portgás dans la région de Porto. Actuellement, cette ELD approvisionne [10-20]* % des consommateurs, soit [20-30]* % du volume national des ventes. Une telle base de clientèle aurait déjà permis à EDP de faire des bénéfices sur le marché, et d'acquérir une assise solide sur le marché national récemment ouvert à la concurrence.

579. Par l'intermédiaire de Portgás et de ses activités gazières espagnoles, EDP aurait également renforcé son expertise et sa crédibilité dans la fourniture de gaz naturel. L'opérateur gazier historique d'Espagne, Gas Natural, a souligné l'avantage concurrentiel que représente la qualité de distributeur de gaz et l'exploitation d'un réseau de distribution de gaz pour entrer sur le marché du commerce de détail du gaz : "L'acquisition d'un distributeur local est également très importante pour développer des activités gazières, en raison de l'accès au savoir-faire nécessaire qui en résulte. À cet égard, il est important de noter que trois des quatre électriciens entrés sur les marchés gaziers d'Espagne (le quatrième est Iberdrola) contrôlent un ou plusieurs distributeurs locaux" (398).

580. En l'absence de fusion, outre les avantages importants dont bénéficie déjà EDP en qualité d'opérateur historique de l'électricité, Portgás aurait constitué un important point de départ pour la réussite du développement de ses activités sur le marché gazier portugais.

581. L'autorité portugaise en matière de concurrence l'a souligné récemment à propos de l'évaluation de l'acquisition d'un contrôle en commun dans Portgás par EDL, en ces termes : "En outre, au moment de la libéralisation du marché du gaz naturel, et en considérant l'ensemble du territoire national, l'entrée d'EDP dans l'activité gaz naturel à basse pression sur le littoral nord pourrait signifier également l'entrée d'un concurrent potentiel de GDP dans cette activité, si l'on suppose que les deux sociétés demeurent séparées." (399).

582. Il importe d'observer qu'à la suite de l'ouverture du marché, les activités de fourniture et d'approvisionnement de Portgás aurait dû être séparées (400), ce qui aurait incité encore davantage EDP à commercialiser son gaz ainsi que son offre combinée gaz-électricité dans l'ensemble du Portugal, avec une base de départ bien meilleure que n'importe lequel des autres concurrents potentiels.

583. En effet, cette séparation aurait pour conséquence qu'EDP/Portgás aurait fourni du gaz à ses clients par l'intermédiaire de l'entreprise de fourniture issue de la séparation, tout en conservant le contrôle régional du réseau de distribution de Portgas. Le contrôle de ce réseau de distribution aurait représenté pour EDP un instrument crucial pour conserver ses clients et en gagner de nouveaux, pour les raisons exposées ci-après.

584. Comme expliqué par le CNE, le régulateur espagnol, "S'appuyer sur une compagnie de distribution historique confère un avantage commercial important dans les secteurs du gaz comme de l'électricité." Le CNE souligne à cet égard que :

Outre le fait qu'une compagnie de distribution a accès à toutes les informations cruciales relatives aux clients (adresse, consommation, etc"), elle entretient également des contacts réguliers avec les clients. Cela la place dans une meilleure position au moment où le client devient libre de choisir son fournisseur et peut ainsi décider soit de rester fidèle à la compagnie de distribution historique, soit de s'adresser à la branche commerciale du groupe de celle-ci, l'une des premières à proposer un tarif réduit. Dans le secteur du gaz, la compagnie de distribution a des contacts avec ses clients en particulier dans le cadre des inspections techniques effectuées sur les nouvelles installations (donc avec de nouveaux clients) puis à intervalles réguliers tout au long de la vie utile de l'installation. Dans le secteur de l'électricité, seuls les distributeurs sont autorisés à effectuer ces inspections, même si les clients sont passés sur le marché libéralisé auprès d'un fournisseur concurrent (mais des inspections périodiques ne sont pas obligatoires comme dans le secteur gazier). Pour le gaz, la première inspection est effectuée par le distributeur, tandis que les inspections ultérieures peuvent être assurées soit par le distributeur, soit par le nouveau fournisseur. La prestation de ce service nécessite cependant un personnel nombreux, ce pourquoi elle est souvent sous- traitée au distributeur historique (qui possède déjà le personnel adéquat). De ce fait, le distributeur conserve les contacts avec la clientèle. Le service et les coûts des interventions d'urgence peuvent constituer d'autres barrières. Le distributeur et le nouveau fournisseur doivent négocier le prix de ces services sous-traités. Cela pourrait représenter une barrière supplémentaire à l'entrée de nouveaux fournisseurs, et plusieurs d'entre eux se sont plaints que le distributeur historique leur imposait des prix très élevés pour ces services négociés, relevant ainsi le coût global de la conquête de nouveaux clients" (401).(C'est nous qui soulignons).

585. L'importance stratégique du réseau de distribution est confirmée par [...]* (402).

586. Outre les solides avantages déjà associés à la position d'opérateur historique de l'électricité, EDP aurait pu s'appuyer sur la relation particulière de Portgás avec ses clients pour devenir immédiatement le concurrent le plus sérieux de GDP.

587. En plus de tous ces éléments qui font d'EDP l'acteur intrinsèquement le mieux placé pour concurrencer GDP, il faut observer que la capacité et la motivation d'EDP pour entrer sur le marché gazier de détail est d'autant plus crédible qu'avant la fusion, il s'occupait déjà des compteurs et de la facturation pour la consommation de l'électricité et du gaz (403) dans la région de Lisbonne, la plus grande zone de distribution de gaz naturel (Lisboagás).

588. Cela aurait à l'évidence conféré à EDP un avantage supplémentaire important sur les autres nouveaux arrivants potentiels, étant donné la taille de cette zone de distribution, compte tenu du fait que cela permet un contact direct avec les clients et une connaissance spécifique de leurs profils (consommation, solvabilité, conditions de crédit, conditions tarifaires, etc"). Étant donné ses fortes motivations, EDP serait vraisemblablement entré sur le marché et s'y serait développé

589. Comme souligné plus haut, EDP avait la capacité et bénéficiait de solides avantages pour entrer et se développer sur le marché gazier. Ces avantages étaient combinés à de fortes motivations.

590. [...]* (404).

591. Cela n'est pas surprenant, du fait que les motivations économiques pour ce faire auraient été fortes, vu les synergies substantielles entre les activités de fourniture de gaz et d'électricité. Celles-ci sont liées, notamment, à des économies de coûts pour les contacts avec la clientèle (centres d'appel), les compteurs et la facturation, ainsi qu'en relation avec la stratégie de marque.

592. D'autres fortes incitations économiques à entrer sur le marché gazier ont été indiquées précédemment. L'exploitant d'une TGCC peut réaliser des économies et bénéficier d'autres avantages aux fins de l'exploitation de sa centrale du fait d'une souplesse accrue dans la gestion de son contrat de fourniture gazière.

593. Portgás aurait représenté des motivations supplémentaires : il est clair que plus l'activité gazière du fournisseur non réglementé, tel que celui issu de Portgás, est importante, plus les coûts par client et par unité vendue sont faibles. Le développement d'une marque purement locale ne serait pas justifié économiquement pour un fournisseur non réglementé.

594. Il y aurait eu enfin une incitation stratégique liée à l'anticipation sur la plupart des autres entreprises susceptibles de présenter des offres doubles, à savoir GDP et d'autres nouveaux arrivants potentiels sur le marché de la fourniture des petits consommateurs de gaz naturel.

595. La position d'EDP envers GDP a été confirmée par la plupart des répondants (405) : la Commission a demandé aux acteurs du gaz et de l'électricité d'indiquer quelle société était la plus susceptible d'entrer sur le marché gazier de détail au Portugal. EDP est l'entreprise la plus souvent citée en tête. De nombreux acteurs industriels ont confirmé qu'entrer sur le marché de la fourniture gazière des petits consommateurs était parfaitement justifié, aux plans économique et stratégique, pour une société comme EDP.

L'élimination d'EDP comme concurrent immédiat et potentiel renforcerait la position dominante de GDP et renforcerait les barrières à l'entrée sur le marché

596. Les sources de concurrence dans la fourniture de gaz et d'électricité aux petits consommateurs sont restreintes au Portugal (comme ailleurs en Europe). Étant donné les faits décrits précédemment, il est clair qu'EDP serait le concurrent potentiel le plus probable (et, par l'intermédiaire de Portgás, l'unique concurrent immédiat) de GDP. L'élimination d'un tel rival aurait de graves conséquences pour la concurrence visant les petits consommateurs de gaz naturel au Portugal, et entraînerait des prix élevés pour ces derniers, ainsi qu'une qualité de service inférieure.

597. Contrairement à l'avis des parties, l'élimination d'EDP comme concurrent potentiel important ne sera pas compensée par le fait que GDP envisage de vendre à Iberdrola, en échange de sa sortie du capital de GALP (406), sa participation dans deux petites ELD, Beiragás et Tagusgás. Même si ce transfert se concrétise, Iberdrola ne serait pas en mesure de devenir un concurrent comparable à EDP en l'absence de fusion, car les deux petites ELD n'atteignent pas un [...]* des performances de Portgás en termes de clients fournis (ils approvisionnent environ [0- 10]* % des clients) et représentent un dixième des performances de Portgás en termes de volume de ventes (environ [0-10]* % du volume national des ventes). Iberdrola a expliqué notamment qu'il "aurait aimé acquérir de plus grandes ELD en contrepartie de sa sortie du capital de Galp, Tagusgas et Beiragas ne représentant que [0-10]* % de la distribution du gaz au Portugal et ne permettant pas à Iberdrola d'atteindre la masse critique nécessaire sur les marchés gaziers de détail. En particulier, il semble très difficile d'utiliser cette base pour rayonner dans les autres régions du Portugal. Ces deux entreprises correspondent en effet à des régions rurales où il est difficile et plus coûteux de développer le réseau : un développement du réseau limité à ces deux régions nécessite de gros investissements." (407).

598. Enfin, la Commission considère qu'en plus d'éliminer EDP en sa qualité de concurrent le plus sérieux et le plus probable en l'absence de fusion, la concentration proposée aura également pour effet de dissuader l'entrée sur le marché portugais de détail. Comme déjà expliqué à propos de l'évaluation des effets de la concentration sur les marchés de détail de l'électricité, EDP/GDP restera la seule entreprise à même de proposer, dans un délai relativement court, des offres doubles de gaz naturel et d'électricité à ses clients portugais, alors qu'en l'absence de fusion, ce sont les deux sociétés qui seraient en position de le faire, au bénéfice des consommateurs. Cet avantage unique dont bénéficiera l'entité issue de la fusion est confirmé par [...]* (408).

599. La Commission observe que, même si le marché géographique de la fourniture de gaz aux petits consommateurs demeurait local pendant une période plus longue que prévue, cela ne changerait rien à l'analyse et à la conclusion que la position dominante se trouverait renforcée.

En pareil cas, la position dominante de GDP serait en effet renforcée dans les cinq régions de distribution contrôlées par ses filiales à la suite de l'élimination d'EDP qui, pour les raisons déjà évoquées précédemment, aurait été le principal concurrent potentiel de GDP en l'absence de fusion. Les ELD contrôlées par GDP représentent environ [70-80]* % de la demande et englobent, en particulier, de grandes agglomérations et zones industrielles (Lisbonne, Coimbra, Aveiro, Leira, Setubal). De ce fait, le renforcement de la position dominante de GDP dans ces régions entraverait notablement la concurrence sur une partie substantielle du marché commun (409). Inversement, si le marché géographique devait être considéré comme local, la position dominante d'EDP/Portgás dans la région de Porto serait également renforcée par l'élimination de GDP qui, en sa qualité d'opérateur historique dominant tous les autres marchés gaziers, serait en l'absence de fusion (410) le concurrent potentiel le plus probable et le plus important dans cette région.

Conclusion

600. Sur la base des éléments précités, la Commission considère que la concentration aboutirait à la disparition du principal concurrent potentiel de GDP et renforcerait les barrières à l'entrée sur le marché de la fourniture de gaz aux petits consommateurs.

601. Dans sa réponse à la communication des griefs, ENI indique expressément que les parties prennent note (411) des préoccupations de la Commission exprimées plus haut (points 559 à 599).

602. Il peut donc être conclu que la concentration, telle que notifiée, renforcera la position dominante de GDP sur le marché de la fourniture de gaz naturel aux petits consommateurs, ce qui aura pour effet que la concurrence effective sera notablement entravée au sens de l'article 2, paragraphe 3 du règlement sur les concentrations.

C. Autres arguments avancés par les parties

603. Comme indiqué plus haut, la concentration en question fait partie d'une opération d'envergure de séparation des activités pétrolières (Petrogal) et gazières (GDP) de Galp, le réseau gazier à haute pression étant transféré à REN. Dans le même temps, le Gouvernement portugais devrait ouvrir à la concurrence, de manière anticipée, le marché de la fourniture de gaz naturel aux producteurs d'électricité (centrales à TGCC et bicombustibles). Les parties arguent (412) que ces mesures sont en faveur de la concurrence et devraient être prises en compte aux fins de l'évaluation de l'incidence globale de l'opération proposée sur la concurrence.

604. En ce qui concerne la séparation des activités pétrolières et gazières, les parties affirment que ces deux formes d'énergie sont en concurrence, car elles sont interchangeables dans de nombreuses applications. De ce fait, les parties considèrent que "après la transaction, Eni et EDP auront de plus fortes motivations que GALP actuellement pour se concentrer sur le développement de l'activité gazière en pleine concurrence avec le pétrole" (413). La Commission ne partage cependant pas l'avis selon lequel le développement du gaz au Portugal devrait être considéré en lui-même comme favorisant la concurrence, car l'étendue des inquiétudes soulevées par l'opération indique que la fusion proposée renforcera la position déjà dominante de GDP sur les différents marchés gaziers portugais, au détriment de la concurrence et donc des consommateurs.

605. En ce qui concerne la séparation de la propriété du réseau gazier, transférée à REN, les parties arguent que cette séparation totale n'est pas requise par les directives "gaz". En effet, la deuxième directive en la matière fait uniquement obligation de séparer juridiquement le réseau gazier à haute pression des activités commerciales de fourniture gazière, avec un accès réglementé des tiers, non discriminatoire et transparent. Les parties font observer (414) que "la séparation de la propriété réseau favorise intrinsèquement la concurrence" et "représente la meilleure garantie pour tout nouvel arrivant potentiel sur les segments libéralisés". La Commission remarque tout d'abord qu'aux termes des accords contraignants, cette séparation n'interviendra que sur plus de [...]* mois. Elle constate ensuite que la portée et l'efficacité de cette séparation sont discutables en l'espèce. Il faut rappeler en particulier que les actifs les plus stratégiques, qui permettent l'importation de gaz au Portugal (à savoir le terminal GNL de Sinès et le gazoduc Algérie-Portugal) ou le stockage de gaz (tel que le dépôt souterrain de Carriço) resteront sous le contrôle de GDP. Il faut également souligner qu'EDP a l'intention de conserver une participation substantielle dans REN (30 %) qui pourrait, dans certaines circonstances, lui permettre d'exercer une certaine influence sur la politique de cette société et sur la gestion du réseau. À cet égard, la Commission observe que dans d'autres États membres, la raison pour laquelle les acteurs du secteur énergétique ne sont pas autorisés à conserver des participations minoritaires supérieures à 5 % est précisément d'éviter le maintien de forts liens structurels avec le gestionnaire de réseau.

606. En ce qui concerne l'intention déclarée du Gouvernement portugais d'anticiper l'ouverture du secteur gazier, la Commission est d'avis que l'effet favorable à la concurrence de cette mesure est douteux en l'espèce. En effet, étant donné que suite à la fusion, la position dominante de GDP sera renforcée sur divers marchés portugais du gaz naturel, l'ouverture du marché à la concurrence, bien qu'anticipée au plan formel, risque d'être rendue inopérante à terme, au détriment des consommateurs.

607. Vu ces facteurs et l'ampleur des inquiétudes mises en lumière par la Commission, les arguments avancés par les parties ne peuvent invalider la conclusion préliminaire selon laquelle cette opération n'est pas compatible avec le Marché commun au sens de l'article 2 du règlement sur les concentrations.

608. Les conclusions précédentes (points 603-607) n'ont pas été contestées par les parties dans leurs réponses à la communication des griefs.

D. Conclusion de l'appréciation de l'opération notifiée sous l'angle de la concurrence

609. Sur la base des éléments précités, la Commission est parvenue à la conclusion que la concentration notifiée renforcera i) la position dominante d'EDP sur les marchés de gros de l'électricité, de la vente au détail d'électricité aux gros clients industriels, de la fourniture des clients BT et des services auxiliaires au Portugal, et ii) la position dominante de GDP sur les marchés de la fourniture de gaz naturel aux centrales TGCC, aux entreprises locales de distribution du gaz (ELD), aux gros clients industriels ainsi qu'aux petits consommateurs au Portugal, ce qui aura pour effet que la concurrence effective sera notablement entravée au sens de l'article 2, paragraphe 3 du règlement sur les concentrations.

VI. DESCRIPTION DES MESURES CORRECTIVES PROPOSEES PAR LES PARTIES LE 28 OCTOBRE 2004

610. Le 28 octobre 2004, les parties ont proposé des mesures correctives selon les modalités suivantes.

A. Vente à REN du terminal de regazéification du GNL de Sinès

611. Les parties s'engagent à vendre, ou à assurer la vente, à REN (Rede Eléctrica nacional SA, ci- après dénommé "REN") du terminal de regazéification du GNL de Sinès (ci-après dénommé le "terminal") - y compris le personnel et les infrastructures annexes qui s'y rattachent - que Transgás Atlantico possède et exploite actuellement et qui est commercialement viable.

La vente doit respecter les dispositions de la Clause 11 et de la Section III de l'accord conclu par EDP, Eni et REN (ou "accord REN") (415) soit sous la forme de la vente de 100 % du capital social de Transgás Atlantico, actuellement détenu par Transgás SGPS, soit sous une autre forme assurant une optimisation fiscale. La vente doit par ailleurs satisfaire aux dispositions relatives au transfert des actifs pour lesquels des fonds communautaires ont été alloués.

La vente doit avoir lieu dans les neuf mois suivant l'adoption, par les autorités portugaises, de l'ensemble des textes législatifs et/ou réglementaires énonçant les règles indispensables à la gestion et à la rémunération des activités réglementées de regazéification, sous réserve que toutes les autorisations requises aient été obtenues.

612. Les parties s'engagent également à obtenir que, pendant la période comprise entre la date d'entrée en vigueur de la loi portugaise mettant en application la directive communautaire concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et la date de la vente du terminal, Transgás SA mette en place un code provisoire en matière de regazéification établissant des garanties appropriées pour l'accès des tiers sur la base de critères transparents et non-discriminatoires compte tenu de la capacité disponible (c'est-à-dire la capacité technique totale moins la capacité nécessaire à Transgás SA pour prélever du GNL en vertu de ses accords d'approvisionnement en GNL déjà en vigueur à cette date).

613. Les parties s'engagent également à mettre fin, ou à s'assurer qu'il soit mis fin, au contrat d'achat ferme conclu par Transgás SA et Transgás Atlantico, en vertu duquel [...]*, au moment de la vente du terminal à REN. Parallèlement, Transgás SA et Transgás Atlantico, ou la filiale de REN exploitant le terminal, doivent conclure un nouvel accord en vertu duquel Transgás SA n'aura le droit de décharger, de stocker et de regazéifier dans le terminal que les quantités de GNL dont elle a besoin pour honorer ses contrats d'approvisionnement en GNL déjà en vigueur à cette date (comme cela a déjà été exposé en détail à la Commission pendant la procédure) pour toute la durée de ces accords (y compris toute prorogation éventuelle prévue par ces accords). (416) En vertu de cet accord, Transgás SA doit également bénéficier d'un service de modulation approprié - qui doit être approuvé par les deux parties agissant en tant qu'opérateurs prudents dans le secteur gazier - afin d'approvisionner le marché portugais. Les conditions de cet accord doivent être celles prévues par les textes législatifs et/ou réglementaires applicables en la matière.

614. Dans l'hypothèse où les textes législatifs et/ou réglementaires établissant les règles requises pour la gestion des activités réglementées de regazéification prévoiraient cette possibilité, GDP se réserve le droit de conserver, directement ou indirectement, une participation minoritaire sans contrôle dans Transgás Atlantico, ou dans la filiale de REN exploitant le terminal, dans la mesure et selon les conditions prévues par la législation et/ou la réglementation en vigueur.

B. VENTE À REN DES INSTALLATIONS DE STOCKAGE SOUTERRAIN DE CARRIÇO

615. Les parties s'engagent à vendre, ou à s'assurer de la vente, à REN, des installations de stockage souterrain du gaz naturel de Carriço, en tant qu'entreprise viable - y compris les deux cavernes de stockage déjà prévues et en cours de construction, mais pas encore achevées, le personnel et les infrastructures auxiliaires qui s'y rattachent - qui sont actuellement la propriété de Transgás SA (dite "l'installation de Carriço").

La vente doit s'effectuer conformément aux dispositions de la Clause 11 et de la Section III de l'accord REN, de manière à obtenir une optimisation fiscale et à respecter les dispositions relatives au transfert des actifs pour lesquels des fonds communautaires ont été alloués.

La vente doit avoir lieu dans les neuf mois suivant l'adoption, par les autorités portugaises, des textes législatifs et/ou réglementaires établissant les règles relatives à des exigences minimales en matière de stockage stratégique pour le réseau portugais et à l'utilisation par des tiers de la capacité de stockage stratégique et opérationnelle, sous réserve que toutes les autorisations requises aient été obtenues.

616. Transgás SA conserve le droit d'utiliser une certaine partie de la capacité de stockage souterrain stratégique de façon à pouvoir satisfaire aux obligations qui lui incombent sur ce plan, conformément aux dispositions de la législation et/ou de la réglementation applicable qui doit être adoptée par les autorités portugaises.

Dans la logique de ce qui précède, Transgás SA doit avoir le droit d'utiliser une certaine partie de la capacité de stockage opérationnelle disponible, qui doit être proportionnelle à la capacité de stockage stratégique qu'elle s'est engagée à maintenir.

617. Les droits d'utilisation décrits ci-dessus doivent être accordés à Transgás SA dans le cadre d'un accord de service de stockage à long terme qui doit être conclu avec REN au moment même de la vente de l'installation de Carriço à REN. Les conditions applicables aux services de stockage qui seront soumis aux règles relatives à l'accès de tiers au réseau (ou règles ATR) seront celles définies par la législation ou la réglementation en vigueur. En ce qui concerne, par contre, d'éventuels services de stockage non soumis aux règles ATR (par exemple, les services de stockage opérationnels qui pourraient faire l'objet d'un accès négocié), les conditions qui leur seraient applicables seraient négociées entre Transgás SA et REN au mieux des intérêts de chacun et sur une base non discriminatoire.

C. Garanties pour l'accès au Réseau en attendant la publication des règles ATR applicables

618. Les parties s'engagent à s'assurer que, pendant l'intervalle de temps entre la date d'entrée en vigueur de la législation portugaise mettant en œuvre la directive CE concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et la date de la vente du Réseau (selon la définition figurant dans l'accord REN) à REN, Transgás SA met en place un code provisoire établissant des garanties appropriées pour l'accès des tiers au réseau sur une base transparente et non-discriminatoire.

D. Cession à REN de la capacité au point d'entrée de Campo Maior actuellement réservée mais inutilisée par Transgás SA

619. Les parties s'engagent à ce que, au moment du transfert du Réseau à REN, Transgás SA cède à REN la capacité actuellement réservée mais inutilisée par Transgás SA au point d'entrée de Campo Maior, soit un volume de [...]* m3/h qui correspond à [300-350]* millions de m3/an. Une fois le Réseau transféré à REN, ce dernier sera le propriétaire et l'exploitant du point d'entrée de Campo Maior.

Cette situation est due au fait que le Réseau comprend, entre autres, le gazoduc Campo Maior - Leiria - Braga, ainsi qu'au fait que Transgás SA a une participation dans la société Gasoduto Campo Maior - Leiria - Braga qui détient les droits exclusifs de transport sur le gazoduc. En conséquence, la cession de la capacité s'effectue en réduisant la capacité réservée par Transgás SA en vertu du contrat de transport conclu avec la société Campo Maior - Leiria - Braga.

E. Engagement de ne pas réserver une capacité supplémentaire au point d'entrée de Campo Maior

620. Les parties s'engagent à ce que Transgás SA, ou toute autre entreprise contrôlée par GDP ou par chacune des parties (417), ne réserve ni n'utilise aucune capacité de transport supplémentaire au point d'entrée de Campo Maior, y compris la capacité (d'environ [300-400] millions de m3/an) actuellement réservée par Enagas et qui pourrait être cédée une fois que l'activité du terminal El-Ferrol LNG aura commencé, à compter de la date à laquelle la transaction est approuvée par la Commission et jusqu'à 36 mois après l'adoption des règles ATR relatives à l'accès aux infrastructures de transport au Portugal, ou en tout état de cause jusqu'à la date à laquelle une capacité supplémentaire sera offerte au Portugal via des gazoducs - au profit de fournisseurs de gaz autres que Transgás SA (ou toute autre entreprise contrôlée par GDP ou par chacune des parties (418)).

621. Cependant, Transgás SA, ou toute autre entreprise contrôlée par GDP ou par chacune des parties, doit conserver la faculté de demander à REN - conformément aux règles ATR définies pour l'utilisation de telles infrastructures par des tiers (419) - de réserver et d'utiliser la capacité de transport disponible au point d'entrée de Campo Maior pendant une période brève si cela est nécessaire pour approvisionner le marché portugais.

F. Engagement de ne pas réserver de capacité supplémentaire sur le gazoduc "Extremadura"

622. La capacité dont dispose actuellement Transgás SA sur le gazoduc "Extremadura" - en vertu d'un accord "ship-or-pay" à long terme que cette société a passé avec la société propriétaire du gazoduc qui détient les droits exclusifs de transport sur ce dernier, à savoir Gasoducto Extremadura - correspond à celle qui lui est strictement nécessaire pour respecter l'accord "Take or pay" d'approvisionnement en gaz naturel à long terme qu'elle a conclu avec Sonatrach, déjà en vigueur à cette date.

623. Un tiers désireux de réserver et d'utiliser une partie de la capacité de transport offerte par le gazoduc adressera sa demande à Enagas, le GRT espagnol, conformément aux règles ATR applicables en Espagne. Dans le but d'accéder à sa demande, Enagas pourrait utiliser, selon les possibilités, soit la capacité qu'elle a réservée en vertu de l'accord "Ship-or-pay" à long terme qu'elle a passé avec la société propriétaire du gazoduc, soit la capacité excédentaire disponible, c'est-à-dire celle qui excède la capacité réservée respectivement par Transgás SA et Enagas en vertu d'éventuels accords "Ship-or-pay" à long terme.

624. Si Enagas projette de réserver tout ou partie de la capacité excédentaire disponible sur le long terme, elle doit en faire la demande à la société propriétaire du gazoduc, en sa qualité d'actionnaire de la société. En pareil cas, toutefois, la société propriétaire du gazoduc est obligée de demander à Transgás SA, en tant qu'autre actionnaire de la société propriétaire, si elle souhaite également réserver tout ou partie de la capacité excédentaire disponible.

Dans l'hypothèse où tel serait le souhait de Transgás SA et où la somme de toutes les demandes excèderait la capacité excédentaire disponible, ladite capacité devrait être répartie de manière proportionnelle entre Enagas et Transgás SA (c'est-à-dire [40-50]* % à Enagas et [50-60]* % à Transgás SA").

625. Compte tenu de ce qui précède, les parties s'engagent à ce que Transgás SA, ou toute autre entreprise contrôlée par GDP ou par chacune des parties (420), ne réserve ni n'utilise, en totalité ou en partie, la capacité excédentaire disponible sur le gazoduc "Extremadura" à compter de la date à laquelle la Commission aura approuvé la transaction et jusqu'à 36 mois après l'adoption des règles ATR applicables à l'accès aux infrastructures de transport au Portugal, ou en tout état de cause jusqu'à ce qu'une capacité supplémentaire soit offerte sur ce gazoduc (ou jusqu'à ce que de nouveaux gazoducs pour l'importation au Portugal soient construits) au profit de fournisseurs de gaz autres que Transgás SA (ou toute autre entreprise contrôlée par GDP ou par chacune des parties (421)).

Par conséquent, Enagas pourra disposer de la totalité d'une éventuelle capacité excédentaire.

626. Cependant, Transgás SA, ou toute autre entreprise contrôlée par GDP ou par chacune des Parties (422), doit conserver la possibilité de demander à la société propriétaire du gazoduc de réserver et d'utiliser la capacité de transport excédentaire existante, le cas échéant, sur le gazoduc "Extremadura" pendant une courte période, si cela est nécessaire pour approvisionner le marché portugais.

G. Suppression du droit de premier refus de GDP en application du "mécanisme d'alignement sur la meilleure offre" [...]*

627. Les parties s'engagent à modifier l'accord entre les actionnaires avant la clôture de la transaction, d'ici [..]*

H. Mesures visant à répondre aux inquiétudes relatives à la possibilité d'un accès privilégié aux données relatives aux prix

628. EDP s'engage à ce que les personnes responsables de la gestion opérationnelle de la production ou de l'offre de gros ou de détail d'électricité ne siègent pas dans les organes de direction des entreprises de fourniture de gaz naturel en gros ou au détail. En outre, les parties veillent à ce que les personnes responsables de la gestion opérationnelle de la production ou de l'offre de gros ou de détail d'électricité n'obtiennent de GDP, ni d'aucune de ses filiales, aucune information concernant les prix du gaz naturel facturés aux producteurs d'électricité, autre que GDP, implantés au Portugal.

I. Mesures visant à rendre possible la libéralisation effective de la demande correspondant aux gros consommateurs industriels ("GCI")

629. Les parties s'engagent à ce que Transgás SA donne aux gros consommateurs industriels dont les contrats d'approvisionnement en gaz naturel expirent pendant la période comprise entre l'approbation de la transaction et l'adoption de dispositions législatives prévoyant la libéralisation du marché de l'offre de gaz naturel aux GCI, la possibilité de renouveler chaque année leurs contrats d'approvisionnement en gaz naturel.

J. Engagement de vendre à un acheteur viable une ou plusieurs entreprises de fourniture contrôlées par GDP ou par l'une des parties

630. Comme indiqué plus haut, les parties croient comprendre que le Gouvernement portugais est prêt à prendre l'engagement vis-à-vis de la Commission de libéraliser le marché de l'offre de gaz naturel aux petits consommateurs industriels, commerciaux et résidentiels (l'"offre de gaz naturel au détail") d'ici 2008.

631. Dans ce contexte, les parties s'engagent à mettre en œuvre ou à obtenir la mise en œuvre de la séparation juridique de chacune des entreprises locales de distribution ("ELD") qui seront contrôlées par GDP ou par l'une des parties, conformément aux dispositions de la directive "Gaz", trois mois avant la date d'entrée en vigueur des dispositions législatives et/ou réglementaires prévoyant la libéralisation effective du marché de l'offre de détail du gaz naturel (ou "date effective").

632. Dans l'hypothèse où, 24 mois après la date effective (ci-après dénommée "date de référence"), la part de marché totale des tiers en termes de clients (ou "part de marché cumulée") serait inférieure à la part de marché actuelle de Portgás, les parties s'engagent à vendre ou à obtenir la vente d'une ou de plusieurs des entreprises de fourniture contrôlées par GDP ou par l'une ou l'autre des parties et issues de la séparation juridique des ELD, de manière à permettre aux tiers d'atteindre sans délai la position sur le marché susmentionnée. La vente, à un acheteur viable, aura lieu dans les 12 mois suivant la date de référence.

633. La part de marché cumulée sera calculée par un bureau d'études indépendant agréé par la Commission.

K. Engagement de ne pas faire d'offres doubles de fourniture de gaz naturel et d'électricité aux GCI et aux clients du marché de détail au Portugal tant que le marché de fourniture de gaz naturel à ces catégories de clients n'aura pas été libéralisé.

634. EDP, aussi bien en tant que fournisseur d'électricité qu'actionnaire de contrôle de GDP, et Eni, en tant qu'actionnaire de contrôle de GDP, s'engagent à ne pas faire d'offres doubles de gaz naturel et d'électricité aux GCI au Portugal tant que le marché de la fourniture de gaz naturel à ce groupe de clients n'aura pas été libéralisé.

635. De la même manière, EDP, aussi bien en tant que fournisseur d'électricité qu'actionnaire de contrôle de GDP, et Eni, en tant qu'actionnaire de contrôle de GDP, s'engagent à ne pas faire d'offres doubles de gaz naturel et d'électricité aux clients du marché de détail au Portugal tant que le marché de fourniture de gaz naturel à ce groupe de clients n'aura pas été libéralisé.

L. Diminution de la participation d'EDP dans REN de 30 % à environ 5 %

636. EDP s'engage à réduire sa participation dans REN de 30 % à environ 5 % en juste valeur dans le cadre de l'introduction en bourse de REN annoncée par le Gouvernement pour 2005.

637. EDP s'engage en outre à ne pas nommer de membres au conseil d'administration de REN, ni à exercer les droits de vote attachés à sa participation à l'assemblée des actionnaires de REN, tant que sa participation dans REN n'aura pas été diminuée.

M. Moratoire concernant la construction de nouvelles TGCC

638. EDP accepte un moratoire concernant la construction de nouvelles TGCC au Portugal (en plus du troisième groupe de TER), de façon à accélérer l'entrée de nouveaux acteurs sur le marché portugais de l'électricité et créer ainsi une demande de gaz pour la production d'électricité, jusque janvier 2008 ou, en tout état de cause, jusque un an après la date à laquelle deux groupes supplémentaires non contrôlés par EDP auront reçu le permis ad hoc (licença de estabelecimento) de la part de la DGGE (Direcção Geral de Geologia e Energia).

N. Engagement de mettre en œuvre la location de TER

639. EDP s'engage à louer une partie de la capacité de production à un tiers, qui aura la possibilité de procéder à des nominations d'électricité, afin d'accélérer l'entrée de nouveaux acteurs indépendants sur le marché portugais de l'électricité.

640. EDP mènera des pourparlers en vue de trouver une entreprise viable à qui louer la capacité. Dans l'hypothèse où EDP ne trouverait pas de preneur viable dans les trois mois suivant la réception par la Commission de la notification de la décision déclarant la transaction compatible avec le Marché commun, la location doit être mise en œuvre au moyen d'un appel d'offres limité dirigé par un mandataire choisi par la Commission sur une liste de trois personnes présentée par EDP.

641. La capacité de production à louer correspond à celle d'une tranche TER (392 MW). Le tiers qui passera le contrat de location avec EDP paiera une redevance de capacité tenant compte des coûts fixes totaux d'une TGCC classique au Portugal (y compris les coûts fixes d'exploitation et d'entretien et les coûts d'investissement), ainsi que des coûts variables habituels, sauf le coût du gaz (par exemple, coûts variables d'exploitation et d'entretien, coût du CO2).

642. Les besoins en gaz feront l'objet d'un contrat de fourniture de gaz, qui doit être signé entre EDP et l'acheteur et qui prendra la forme d'un contrat subsidiaire du contrat actuel d'approvisionnement en gaz de la TGCC d'EDP. En vertu de ce contrat, le preneur prendra à sa charge les volumes contractuels annuels ("VCA"), "Take or pay" et autres, comme prévu dans le contrat en question, et bénéficiera de la flexibilité proportionnelle.

643. La location de la capacité de production d'électricité prendra effet trois mois après l'expiration des AAE ou en tout état de cause dans les six mois suivant la notification de la décision de la Commission approuvant la transaction et durera jusque juin 2008. D'ici janvier 2008, EDP peut soumettre à la Commission une demande motivée visant à mettre fin à cet engagement. Dans ce cas, la Commission vérifiera si l'une des conditions de la concurrence indiquée ci- dessus est déjà satisfaite : i) deux tranches supplémentaires non contrôlées par EDP ont été construites ou sont en cours de construction ou ii) l'écart de la moyenne des prix de gros pratiqués dans la zone (Portugal et Espagne) en 2007 est inférieur à 10 % ou iii) le Mibel est mis en place et, comme l'a déclaré ERSE, le régulateur portugais dans le domaine de l'énergie, la liquidité n'est pas une contrainte sur le marché de gros de l'électricité.

644. Si l'une des conditions de concurrence énumérées au paragraphe précédent est satisfaite, une nouvelle tranche de TER sera louée dans les conditions énoncées plus haut, jusque juin 2010 au plus tard.

O. Engagement de vendre la participation d'EDP dans Tejo Energia

645. EDP s'engage à vendre sa participation dans Tejo Energia, selon des modalités financières neutres, à un acheteur viable, sur la base d'un prix minimal déterminé en fonction de la "valeur juste" de la part d'EDP dans Tejo Energia.

646. La valeur juste dont il est question ci-dessus comprend la valeur des CMEC et tous les droits énoncés dans les accords entre les actionnaires de Tejo Energia (" Tejo Energia Shareholders Agreements ") (à savoir [...]*), la valeur des permis et projets liés aux nouveaux investissements, ainsi que tous les coûts de transaction liés à la cession.

647. La procédure de vente des intérêts d'EDP dans Tejo Energia débutera un mois après que la Commission aura avalisé la transaction, la date de clôture dépendant uniquement de la conclusion des négociations relatives aux CMEC entre le Gouvernement portugais et Tejo Energia, ce processus n'étant pas soumis au contrôle d'EDP.

P. Engagement de suspendre les droits de vote et de nommer des membres indépendants au conseil d'administration de Turbogás

648. EDP est prêt à s'engager à suspendre ses droits de vote dans Turbogás immédiatement après l'approbation de la transaction par la Commission et pour une période de trois ans, dans deux domaines spécifiques : a) l'achat de gaz naturel;

et b) les décisions relatives à de nouveaux investissements.

649. EDP s'engage à remplacer, pendant la période de temps visée ci-dessus, les personnes qui la représentent au sein du conseil d'administration de Turbogás par des personnes indépendantes réputées, dont le rôle devrait consister à protéger la position financière d'EDP au sein de l'entreprise.

VII. EXAMEN DES MESURES CORRECTIVES PROPOSEES PAR LES PARTIES LE 28 OCTOBRE 2004

A. Marchés de l'électricité

1. Marché de gros de l'électricité

(a) Renforcement de la position dominante d'EDP par suite des effets horizontaux

650. Eu égard aux effets horizontaux de l'opération, la Commission est arrivée à la conclusion que la fusion éliminera GDP comme principal concurrent potentiel, puisque ce dernier avait de grandes chances de réussir son entrée sur le marché de gros de l'électricité du Portugal (par exemple, grâce à la construction d'une centrale TGCC) et de faire concurrence à EDP.

651. Pour supprimer les effets horizontaux de l'opération sur le marché portugais de vente en gros d'électricité, les parties ont proposé des engagements visant à permettre aux autres intervenants de développer leur activité sur ce marché de gros de l'électricité (engagements M, N, O, P).

Moratoire concernant la construction de nouvelles centrales TGCC et location de capacité sur TER (engagements M et N)

652. La proposition des parties consiste en une combinaison de mesures visant à garantir l'entrée de concurrents, tout en évitant la cession d'actifs de production.

653. Les acteurs du marché interrogés dans le cadre de la consultation de la Commission ont estimé que ces propositions étaient clairement insuffisantes, quant à leur étendue, leur champ d'application et leur durée, pour compenser la perte considérable que constitue la disparition de GDP en tant que concurrent potentiel et pour garantir véritablement l'entrée rapide sur le marché de concurrents potentiels.

654. S'agissant de la proposition visant à louer une partie de la capacité de production de TER, certains protagonistes du marché ont jugé qu'une telle mesure n'était pas acceptable sur le principe et qu'il conviendrait plutôt d'envisager une cession des actifs de production. Sur ce point, les raisons avancées étaient qu'une location ne garantirait pas une concurrence réelle sur le marché, car il ne s'agissait que d'une mesure provisoire qui n'aurait pas pour effet de compromettre la position dominante, consolidée, d'EDP sur le marché ni de permettre l'implantation d'un concurrent véritable. EDP connaîtrait notamment la quantité d'énergie mise toutes les heures sur le marché par le preneur en location, ainsi que le coût de cette énergie. Il a également été fait remarquer qu'une mise en location créerait un risque considérable de fluctuation des prix du gaz pour l'entreprise preneuse, qui serait tributaire des contrats d'approvisionnement d'EDP.

655. D'autres acteurs interrogés n'étaient pas opposés à une mise en location en tant que telle, combinée à d'autres mesures, pour autant que l'engagement proposé fasse l'objet d'améliorations notables. En effet, selon les acteurs du marché interrogés dans le cadre de la consultation de la Commission, la mesure de mise en location proposée était, en tout état de cause, nettement insuffisante à plusieurs égards.

656. Tout d'abord, s'agissant de son importance et de sa portée, les acteurs du marché ont insisté sur le fait que la capacité de production donnée en location (392 MW) était minime. De nombreuses personnes consultées ont souligné que ce volume ne correspondait qu'à 4-5 % de la capacité de production totale du Portugal. À cet égard, il a été fait remarquer qu'il conviendrait que la capacité louée représente au minimum 1 200 MW, soit la capacité totale de TER. D'autres sondés ont avancé des chiffres plus élevés (à savoir 25 à 40 % de la capacité de production actuelle du Portugal).

657. Ensuite, eu égard à la durée, les acteurs du marché ont indiqué que la mesure proposée créerait une incertitude importante pour le preneur en location, étant donné qu'aucune durée ne serait fixée pour la location. Qui plus est, les sondés ont estimé que la période de trois ans pendant laquelle la location pourrait éventuellement durer (jusque juin 2008) était beaucoup trop courte.

658. Enfin, il a également été souligné qu'une location ne peut être jugée acceptable que si le preneur est un opérateur stable au Portugal, à la fois capable et désireux de développer ses activités sur le long terme.

659. En ce qui concerne le moratoire proposé (engagement M), les personnes interrogées ont fait valoir les arguments suivants. Tout d'abord, elles ont fermement soutenu que la durée du moratoire, à savoir au maximum trois ans, était trop courte. Les acteurs consultés ont aussi mis en avant que le moratoire ne garantirait pas l'entrée véritable de concurrents étant donné qu'il ne prendrait pas fin au moment de la " construction " d'une centrale TGCC, mais seulement à compter de la réception d'un permis. Selon certains acteurs interrogés, le moratoire devrait en tout état de cause durer au minimum jusque 2010. La majorité a estimé que, si aucune durée prédéterminée n'était fixée, le moratoire devrait prendre fin lorsque les nouvelles centrales TGCC seraient effectivement en service sur le marché. En second lieu, le moratoire proposé a été considéré comme tout à fait insuffisant eu égard à son importance et à son objet.

660. La Commission partage les préoccupations des tiers exposées ci-dessus. Il est d'autant plus important de garantir que les mesures proposées concernant le moratoire et la mise en location sont suffisantes, pour ce qui est de leur importance, de leur durée et de leur objet, que les engagements de type structurel sont généralement préférables et ne requièrent pas, en outre, de mesures de contrôle (423) à moyen et long termes. Qui plus est, des informations trop précises sur la manière dont le prix de la location sera établi réduit grandement les chances de trouver un preneur capable d'exercer une pression concurrentielle réelle.

661. Outre les préoccupations exposées ci-dessus, la Commission est d'avis que les engagements proposés sont insuffisants pour les raisons suivantes.

662. En ce qui concerne la " location " proposée par les parties, il importe de noter qu'il ne s'agit pas de la location effective d'une tranche de TER à un tiers, par laquelle ce dernier exploiterait l'installation de manière autonome et, notamment, serait libre de se procurer le gaz qu'il consomme à partir des contrats existants ou à partir d'autres sources. La proposition vise simplement à permettre à une partie tierce de demander de l'électricité à EDP au prix de production de TER et à concurrence d'un volume équivalent à celui produit par une tranche de TER. Par conséquent, non seulement le volume d'électricité proposé ne représente que 4 % de la capacité installée au Portugal, mais le preneur ne sera pas en mesure de gérer sa propre capacité (limitée) de production. Le preneur ne pourra pas, notamment, chercher à s'approvisionner en gaz à des prix plus compétitifs auprès de fournisseurs autres que l'entité issue de la fusion. Par ailleurs, une telle opération de mise en location est susceptible de créer des problèmes de flux d'informations, étant donné qu'EDP connaîtra en détail les modalités fixées par le preneur pour l'appel du tiers de l'installation qu'il gère (volumes et coûts sous- jacents), ce qui lui conférera un avantage significatif sur le plan de l'information. À partir du moment où EDP exploitera l'intégralité de l'installation, le preneur demeurera fortement tributaire d'EDP et ne sera pas en mesure d'influencer sensiblement le marché.

663. D'ailleurs, la durée de la location ne serait pas seulement très incertaine, comme indiqué plus haut, mais nécessiterait aussi un contrôle étroit de la Commission. La proposition prévoit effectivement que, d'ici janvier 2008, les parties pourraient demander à la Commission de lever cet engagement, sous réserve qu'il soit satisfait à certaines autres conditions. Conformément à la proposition, la Commission devrait vérifier, par exemple, que l'écart entre les prix de gros moyens au Portugal et en Espagne en 2007 est inférieur à 10 % ou que le Mibel est mis en place ou encore que la "liquidité n'est pas une contrainte sur le marché de gros de l'électricité", selon ERSE, le régulateur portugais dans le domaine de l'énergie. Dans l'hypothèse où l'une de ces conditions serait remplie, l'engagement serait levé. Ces conditions devraient par ailleurs être vérifiées en profondeur par la Commission et il est évident qu'elles diminueraient la certitude juridique du fait qu'elles sont formulées de manière vague et que les critères auxquels elles renvoient ne sont pas énoncés clairement. À cet égard, les mesures correctives proposées s'écartent également beaucoup des avantages que pourrait apporter une mesure corrective structurelle clairement définie.

664. Il convient de noter également que les conditions proposées par les parties pour mettre fin à la location (il suffit pour cela qu'une seule d'entre elles soit remplie) semblent s'appuyer implicitement sur la mise en place d'un marché ibérique, qui pourrait justifier la suppression des mesures correctives applicables selon les parties. Aucune des conditions susmentionnées ne permet cependant de garantir que le marché sera plus étendu que le marché national : i) comme cela est exposé en détail dans la définition géographique du marché, la mise en place du MIBEL n'est pas en soi une garantie que le marché de gros de l'électricité couvrira la péninsule ibérique (en raison des problèmes fréquents de congestion, du manque d'harmonisation réglementaire des marchés de l'électricité et de la divergence des réglementations - coûts échoués et plans nationaux d'allocation de quotas d'émission de CO2). ii) La liquidité du marché de gros est un critère vague qui n'a qu'un rapport très indirect avec les importations en provenance d'Espagne. iii) Un écart entre les prix moyens inférieur à 10 % entre l'Espagne et le Portugal ne donne pas vraiment d'indication sur le degré d'intégration des marchés. En effet, les coûts sous-jacents (tels que le coût du pétrole, du gaz et du charbon) semblent être les mêmes d'un pays à l'autre en moyenne, de telle façon qu'il est possible de trouver des pays où les prix moyens n'ont pas différé beaucoup de ceux en appliqués au Portugal au cours d'une année donnée. La preuve en est que les parties n'ont jamais contesté les conclusions de la Commission, selon lesquelles le marché de gros de l'électricité était actuellement limité au Portugal.

En 2003 cependant, la différence entre les prix moyens au Portugal et en Espagne était inférieure à 10 %, en dépit du fait que ces prix ont fluctué de manière tout à fait distincte, avec des écarts allant de 20 % à plus de 40 %.

Dans ces conditions, selon la proposition des parties, il aurait été mis fin à la location alors que le marché aurait encore été contenu dans les limites du Portugal et qu'aucun concurrent n'y serait entré.

665. En ce qui concerne le moratoire proposé, la Commission est d'avis qu'il ne garantirait pas l'entrée d'entreprises susceptibles de concurrencer véritablement EDP sur le marché de gros. Le moratoire ne porte en effet que sur "deux groupes supplémentaires" (deux tranches). Sachant que les centrales TGCC comprennent en général au moins deux groupes, il suffirait donc d'une TGCC supplémentaire pour mettre fin au moratoire. En outre, comme cela a déjà été expliqué plus haut, le moratoire proposé prendrait fin soit en janvier 2008, soit un an après l'octroi d'un permis, plutôt qu'au moment de la mise en service d'une nouvelle centrale TGCC. Il s'ensuit que l'engagement proposé ne garantit pas l'entrée effective de concurrents sur le marché à la date d'expiration du moratoire, étant donné qu'il est possible qu'aucune nouvelle centrale TGCC ne soit construite après l'octroi d'un permis et qu'une telle construction peut de toute façon prendre des années après que le permis a été délivré.

666. Si l'évènement mettant fin au moratoire est clairement défini (octroi d'un permis pour deux groupes), les obligations imposées par le moratoire ne le sont pas : les parties indiquent seulement qu'elles "acceptent un moratoire portant sur la construction d'une nouvelle centrale TGCC au Portugal". Il n'est pas sûr qu'il faille comprendre qu'EDP ne commencera pas la construction de centrales TGCC tant que durera le moratoire. EDP peut interpréter cet engagement simplement comme un engagement de ne pas commencer l'exploitation de nouvelles centrales TGCC, ce qui signifierait qu'elle peut toujours commencer à construire des centrales TGCC pendant la durée du moratoire. Cela pourrait compromettre grandement l'entrée de nouveaux protagonistes, étant donné i) que le moratoire ne constituerait pas un progrès réel pour des concurrents et ii) que le simple fait de construire une centrale TGCC peut décourager des concurrents de se lancer dans des projets similaires ou, tout au moins, retarder notablement des projets concurrents.

Engagement de vendre la participation d'EDP dans Tejo Energia (engagement O)

667. Outre le moratoire et la location dont il est question ci-dessus, les parties proposent de céder la part de 10 % que possède EDP dans Tejo Energia.

668. La Commission est d'avis que la cession de la part de 10 % d'EDP dans Tejo Energia constituerait en principe une action positive dans la mesure où cela romprait les liens d'EDP avec l'un de ses concurrents et [...]*.

669. Quoi qu'il en soit, cet engagement ne permet pas en tant que tel de garantir que Tejo Energia construira effectivement une centrale TGCC dans un avenir proche. [...]*, il n'en demeure pas moins que le projet concernant la construction d'une nouvelle centrale TGCC reste en suspens en raison de vues divergentes parmi les actionnaires ainsi que des incertitudes concernant le financement (424). Il convient de noter également que les deux principales parties intéressées, International Power et Endesa, ont chacune passé d'autres accords avec EDP portant sur la production d'électricité au Portugal (voir, respectivement, les paragraphes 287 et 324).

670. De surcroît, la façon dont la proposition de mesure corrective est libellée rend cette cession très incertaine. Tout d'abord, la cession est soumise à l'exigence d'un prix minimal, défini en fonction de la "juste valeur" de la part d'EDP, qui comprend de nombreux éléments. Ensuite, ainsi que l'a souligné un des acteurs interrogés dans le cadre de l'étude, le délai fixé pour qu'EDP mène à bien la vente de sa participation minoritaire demeure trop long et incertain, puisqu'il est subordonné à la conclusion de négociations avec le Gouvernement portugais pour l'allocation des CMEC. Ainsi, même en ce qui concerne la vente de sa part minoritaire, EDP ne s'est en réalité pas engagée à mener à bien la transaction dans un délai bref.

Engagement de suspendre les droits de vote et de nommer des membres indépendants au conseil d'administration de Turbogás (engagement P)

671. Les parties ont également proposé de suspendre les droits de vote d'EDP dans Turbogás pour une période de trois ans dans deux domaines spécifiques : i) l'achat de gaz naturel et ii) l'adoption de décisions relatives à de nouveaux investissements.

672. En elle-même, cette mesure n'a pas pour effet de couper les liens entre EDP et Turbogás sur le long terme, étant donné qu'elle a une portée et une durée limitées.

673. Qui plus est, il n'a jamais été présumé, ni établi, que Turbogás envisageait réellement de construire une nouvelle centrale TGCC à court terme et exercerait de ce fait une pression concurrentielle accrue sur EDP.

674. Il s'ensuit que, même si Turbogás n'était plus empêché de construire une nouvelle centrale au gaz, cette mesure corrective ne garantit pas qu'il le ferait effectivement dans un avenir proche.

675. Pour toutes les raisons exposées ci-dessus (paragraphes 650 à 674), les mesures correctives proposées sont considérées comme inappropriées et insuffisantes pour supprimer les effets horizontaux résultant de la transaction et le renforcement subséquent de la position dominante d'EDP sur le marché de gros de l'électricité.

(b) Renforcement de la position dominante d'EDP par suite des effets non horizontaux

676. S'agissant des effets non horizontaux de l'opération, la Commission est arrivée à la conclusion que la fusion notifiée renforcera la position dominante d'EDP sur le marché de gros de l'électricité pour chacune des raisons distinctes suivantes. Outre l'opération notifiée, l'entité issue de la fusion aura :

(i) un accès privilégié et préférentiel aux infrastructures gazières du Portugal (terminal GNL de Sinès, gazoduc pour l'importation et installation de stockage souterrain de Carriço);

(ii) la capacité de contrôler les prix du gaz et d'augmenter les coûts de ses concurrents, et aura intérêt à le faire, mettant ainsi ses concurrents réels et potentiels en échec et décourageant l'entrée sur le marché;

(iii) la capacité de gérer les contraintes dans la fourniture de gaz aux centrales TGCC au détriment des centrales TGCC concurrentes;

(iv)

accès à des informations confidentielles concernant les coûts supportés par ses concurrents, ce qui lui conférera un avantage significatif;

(v) l'accès à la nomination journalière de gaz de ses principaux concurrents, ce qui lui conférera un avantage significatif.

Accès privilégié et préférentiel d'EDP aux infrastructures gazières portugaises (engagements A-F, L)

Terminal GNL de Sinès et accès au réseau (engagement A)

677. Les concurrents, les régulateurs et les gestionnaires du réseau de transport ont dans l'ensemble réagi positivement à la proposition de vente du terminal GNL de Sinès. Les personnes interrogées ont fait valoir que la mesure, si elle était combinée à l'application de règles ATR efficaces, était susceptible de faciliter les importations par des parties tierces.

678. Elles ont en outre fait remarquer que l'engagement comportait un certain nombre de points faibles qui engendraient un risque important de le rendre inopérant, ou tout du moins de réduire considérablement ou de retarder indûment ses effets. Ces défauts sont les suivants :

i) eu égard au moment choisi pour la cession, l'accent a été mis sur le fait que la date envisagée était trop aléatoire et trop éloignée puisque la cession n'aurait lieu, selon la proposition des parties, que "neuf mois après l'adoption, par les autorités portugaises, de l'ensemble des textes législatifs et/ou réglementaires énonçant les règles nécessaires à la gestion et à la rémunération des activités réglementées de regazéification, sous réserve que toutes les autorisations requises aient été obtenues". Selon, cette proposition, de futurs nouveaux arrivants ne peuvent faire fond sur un calendrier déterminé. Elle s'écarte en outre beaucoup de l'exigence énoncée dans la communication de la Commission concernant des mesures correctives (425), selon laquelle "Le délai fixé pour la cession commencera à courir le jour de l'adoption de la décision de la Commission", car elle est uniquement fonction de l'adoption de mesures (relativement mal définies) par le Gouvernement portugais. La cession devrait donc avoir lieu dans un délai déterminé après l'adoption de la décision de la Commission. Quoi qu'il en soit, il n'y a pas de raison de subordonner le transfert du terminal à la définition de l'accès de tiers au réseau par la réglementation étant donné que : a) la réservation doit être faite à l'avance et que b) dès que l'exploitant du terminal a une position neutre, l'accès peut être négocié.

ii) Eu égard à la proposition concernant un code provisoire en matière de regazéification (et un code provisoire en matière de réseau), les acteurs interrogés ont résolument défendu son approbation par le régulateur portugais, ERSE, afin de garantir qu'il ne soit pas discriminatoire. ERSE devrait également être en mesure de contrôler leur application. Pour les mêmes motifs que ceux exposés au point i), ils ont fait valoir qu'il était nécessaire que ces codes provisoires entrent en vigueur le plus rapidement possible après l'adoption de la décision de la Commission, étant donné que d'éventuels nouveaux arrivants doivent pouvoir planifier leur approvisionnement en gaz longtemps avant leur entrée effective.

iii) Concernant la disposition prévoyant que les parties doivent conclure un accord avec REN concernant un service de modulation qui devrait être offert par GDP, il a été objecté qu'un tel type d'accord particulier risquait de battre en brèche les conditions non discriminatoires d'accès au terminal GNL de Sinès. Il faudrait veiller à ce que le service de modulation soit accessible aux tiers dans les mêmes conditions.

iv) Concernant le maintien de la participation minoritaire de GDP dans Transgás Atlantico ou dans toute autre personne morale exploitant le terminal GNL, les tiers étaient moins préoccupées par le taux de la participation que par les droits s'y rapportant. Des tiers ont fait valoir que les parties ne devraient pas détenir de droits de vote spéciaux, qu'elles ne devraient pas avoir de représentant au sein du conseil d'administration et qu'elles ne devraient pas avoir de droit de veto spécial, notamment eu égard à la gestion quotidienne.

v) Les acteurs interrogés ont également soutenu qu'il conviendrait d'assortir les règles normales en matière d'accès de tiers au réseau de règles complémentaires, par exemple du principe de l'obligation d'utilisation sous peine de perte définitive, afin que le fournisseur historique ne puisse pas réserver une capacité dépassant ses besoins réels. Cette obligation pourrait être combinée à une astreinte pour non utilisation de la capacité, qui apporterait des garanties supplémentaires.

(vi) Cet engagement ne s'applique pas aux filiales d'Eni (telle que Unión Fenósa Gas) et d'EDP (telle que Naturcop) sur lesquelles ces dernières exercent un contrôle conjoint, qui pourront utiliser la capacité qu'il est prévu de mettre à la disposition des tiers426.

L'engagement de transférer le terminal GNL est assorti de nombreuses conditions et obligations : obtenir toutes les autorisations requises et procéder à la vente conformément à certaines dispositions de l'accord REN et aux règles applicables au transfert des actifs pour le financement desquels des fonds communautaires ont été alloués. Ces éléments sont un facteur supplémentaire d'incertitude eu égard à la probabilité que les parties les appliquent efficacement et en temps voulu, et en cela ils atténuent la portée des engagements. Ils nécessitent en outre un suivi approfondi par la Commission.

679. À la lumière de ces commentaires, la Commission considère que, pour les motifs exposés par les parties, l'engagement A est susceptible d'avoir un effet bénéfique en ce qui concerne l'entrée sur le marché gazier portugais et sur le marché de gros de l'électricité portugais à condition de corriger les défauts indiqués. Il n'en reste pas moins que les conditions précises des engagements actuellement proposés pourraient empêcher la mesure corrective de produire des effets, ou bien diminuer ou retarder considérablement ces effets. Il y a donc un risque important que les effets bénéfiques potentiels de la mesure corrective soient fortement diminués.

Installation de stockage souterrain de Carriço (engagement B)

680. Dans l'ensemble, les concurrents, les régulateurs et les gestionnaires du réseau de transport ont réagi positivement à la proposition de vente de l'installation de stockage de Carriço, même s'ils ont fait part de doutes sérieux sur la capacité maximale de stockage qui serait réellement accessible aux tiers dans l'entrepôt souterrain de Carriço et, par conséquent, de l'utilité réelle du stockage pour les nouveaux arrivants. Quoi qu'il en soit, ils ont en grande majorité admis l'importance élevée que pourrait revêtir l'entrepôt souterrain de Carriço, qui est l'un des rares instruments dont le Portugal dispose pour garantir une souplesse et une modulation des approvisionnements. Les personnes interrogées ont fait valoir que la mesure, si elle était combinée à l'application de règles ATR efficaces et non discriminatoires, pourrait faciliter l'entrée de tiers sur le marché.

681. Elles ont en outre fait remarquer que l'engagement comportait un certain nombre de points faibles, ce qui risquait grandement de le rendre inopérant, ou tout du moins de réduire ou de retarder considérablement ses effets. Ces préoccupations rejoignent celles exprimées concernant le terminal GNL de Sinès, qui sont ainsi résumées :

i) en ce qui concerne le moment choisi pour la cession, les craintes sont les mêmes que celles exposées plus haut concernant la cession du terminal GNL de Sinès, à savoir qu'il est aléatoire et bien trop éloigné étant donné qu'aucune échéance n'est déterminée à compter de la date d'adoption de la décision de la Commission.

ii) À la différence du terminal GNL, aucun code provisoire n'a été proposé par les parties concernant l'accès à l'installation de stockage souterrain.

iii) Concernant le projet de conclusion d'un accord relatif à une partie de la capacité opérationnelle disponible entre les parties et REN, les tiers craignent que cela ait finalement pour conséquence d'accorder une préférence aux parties au détriment de leurs concurrents et aille à l'encontre du principe de l'accès non discriminatoire dans des conditions identiques.

(iv) Il conviendrait d'introduire un principe d'obligation d'utilisation sous peine de perte définitive afin que les tiers aient véritablement accès au réseau. Cette obligation pourrait être combinée à une astreinte pour non utilisation de la capacité, qui apporterait des garanties supplémentaires.

v) Il conviendrait de supprimer les conditions et obligations dont sont assortis les engagements et qui sont des obligations externes incombant aux parties, car elles ajoutent des éléments d'incertitude.

682. À la lumière de ces commentaires, la Commission considère que, pour les motifs exposés par les parties, cet engagement est susceptible d'avoir un effet bénéfique en ce qui concerne l'entrée sur le marché gazier portugais et sur le marché de gros de l'électricité portugais à condition de corriger les défauts indiqués. Cela étant, les engagements actuellement proposés sont soumis à des conditions précises susceptibles d'empêcher la mesure corrective de produire des effets, ou bien de diminuer ou de retarder considérablement ces effets; il existe donc également un risque important que les effets bénéfiques potentiels de la mesure corrective soient fortement diminués.

683. Compte tenu de ces remarques, la Commission considère que, bien que l'engagement B puisse avoir un effet bénéfique sur l'entrée de nouvelles entreprises sur le marché gazier et sur le marché de gros de l'électricité au Portugal, les défauts exposés plus haut sont sérieux et risquent d'empêcher la mesure corrective de produire des effets, ou bien de diminuer ou de retarder considérablement ces effets. Il y a donc un risque important que les effets bénéfiques potentiels de la mesure corrective soient fortement diminués.

Garanties pour l'accès au réseau en attendant la publication des règles ATR applicables (engagement C)

684. En ce qui concerne le code provisoire relatif à l'accès au réseau pour le Réseau, décrit au point C des mesures correctives proposées le 28 octobre 2004, la conclusion est identique à celle relative au terminal GNL [voir le paragraphe 10, point ii)] :

i) pour être efficace et non discriminatoire, il conviendrait qu'il soit approuvé et mis en application par le régulateur;

ii) il conviendrait qu'il soit mis en place le plus rapidement possible et à une date déterminée après l'adoption de la décision de la Commission, de façon à ce que les tiers puissent se préparer à l'ouverture du marché.

685. Il existe donc des incertitudes quant à l'efficacité réelle de la proposition présentée par les parties (engagement C).

Gazoduc Campo Maior/ "Extremadura" (engagements D, E et F)

686. La capacité qui doit être offerte aux tiers au point d'entrée de Campo Maior, qui représente [10-20]* % de la capacité totale de transport, a été jugée trop modeste par un nombre important d'acteurs du marché interrogés dans le cadre de la consultation de la Commission. Ces derniers ont fait valoir que cette capacité était inférieure à celle qui serait nécessaire pour alimenter une seule tranche de 400 MW d'une centrale TGCC.

687. De surcroît, les parties ne se sont pas engagées à libérer une certaine capacité sur la partie amont du gazoduc ("Extremadura") située en Espagne, qui permet d'acheminer le gaz jusqu'à la frontière portugaise, à Campo Maior. À l'inverse, GDP a conservé l'intégralité de ses parts et de ses droits de transport dans la société qui gère la partie amont du gazoduc (Gasoduto Extremadura). Il n'est donc pas possible de savoir avec certitude si une certaine capacité sera mise à la disposition des tiers pour l'acheminement du gaz jusqu'à la frontière portugaise afin qu'ils profitent de la capacité offerte à partir de la frontière portugaise. Le régulateur et le gestionnaire du réseau de transport espagnols ont fait remarquer que cela est d'autant plus probable que les règles portugaises donnent la priorité aux acheminements nationaux par rapport au transit international lorsqu'il y a des problèmes de congestion. Les restrictions applicables au transit international ne s'appliquent cependant pas aux opérations de transit du type de celle effectuées par Transgás dans le cadre de son accord avec Sonatrach, par le gazoduc du Maghreb, car ces droits sont antérieurs à la réglementation espagnole en vigueur, ce qui procure à GDP un avantage supplémentaire par rapport aux autres opérations de livraison au Portugal à partir de l'Espagne ou en passant par l'Espagne.

688. Les contrats définissant les règles pour le transport de gaz dans chaque tronçon du gazoduc international à prendre en considération comportent des clauses particulières en fonction des pays et des droits de capacité utilisés pour le transport du gaz. [...]*. Même si l'on peut s'interroger sur la conformité de ces accords avec l'article 81 du traité (427), cette clause créé une incertitude au moins aussi grande que celle concernant la possibilité d'utiliser la capacité d'Enagas pour approvisionner le marché portugais (428). Il est donc pour le moins improbable que des tiers soient autorisés à utiliser des droits de transport d'Enagas pour vendre du gaz au Portugal.

689. Des inquiétudes ont également été exprimées concernant la portée des engagements de ne pas réserver de capacité supplémentaire au point d'entrée de Campo Maior ou sur le gazoduc "Extremadura". Tout d'abord, il n'est pas certain qu'une capacité inutilisée soit disponible en plus de la capacité réservée par GDP. En particulier, contrairement à ce que les parties donnent à entendre, Enagás a confirmé qu'elle ne projetait pas de libérer la capacité qu'elle utilise habituellement pour approvisionner la Galice via le territoire portugais, même après la mise en service du terminal d'El-Ferrol. Ensuite, cet engagement ne s'applique pas aux filiales d'Eni (telle que Unión Fenósa Gas) et d'EDP (telle que Naturcop) sur lesquelles ces dernières exercent un contrôle conjoint, qui pourront utiliser la capacité qu'il est prévu de mettre à la disposition des tiers. Troisièmement, Transgás conserve le droit de réserver une capacité supplémentaire sur une courte période. Grâce à cette possibilité, définie d'une manière générale, les parties peuvent diminuer encore la capacité qui pourrait normalement être utilisée par des tiers. Quatrièmement, cet engagement ne sera valable que quelques années (trois ans à compter de l'adoption des règles ATR), ce qui est une durée très courte relativement aux contrats de fourniture de gaz. Cela peut avoir pour effet d'empêcher les fournisseurs de gaz de compter sur cette capacité pour des activités à plus long terme. Enfin, cet engagement devient caduc dès qu'une "nouvelle capacité à l'entrée [...]* par des gazoducs est créée au Portugal". Mais les parties n'ignorent pas qu'Enagás a déjà présenté une demande d'augmentation de la capacité sur le gazoduc "Extremadura" pour couvrir ses propres besoins en Espagne (429). L'engagement prendra donc fin de manière presque immédiate, alors qu'il n'est pas certain qu'une partie significative de cette capacité supplémentaire sera mise à la disposition des parties.

690. Au vu du caractère limité de la capacité disponible et des nombreux obstacles à son utilisation, plusieurs participants ont fait remarquer qu'il serait nécessaire de mettre en place au Portugal un programme ambitieux de cession du gaz, sur le modèle de celui mis en place en Espagne au moment de l'ouverture du marché espagnol à la concurrence, car cela constituerait une mesure plus efficace et susceptible d'être complémentaire. En Espagne, l'opération de cession a consisté en la cession de 25 % du contrat du fournisseur historique portant sur le gaz algérien, assorti d'un seuil de part de marché (430).

691. L'étude de marché a en outre confirmé que la capacité sur le gazoduc de raccordement entre l'Espagne et le Portugal était un facteur essentiel de concurrence et ne pouvait être intégralement remplacée par une capacité disponible au terminal GNL, étant donné que le gazoduc apportait une souplesse supplémentaire, reliait directement les marchés espagnol et portugais et pouvait donc permettre de réduire la capacité critique requise à l'entrée.

692. Compte tenu de l'insuffisance de la capacité disponible proposée par les parties et de l'ampleur de l'incertitude concernant les principaux effets de l'engagement, vu les conditions qui y sont attachées, la proposition de programmes de cession d'un volume important de gaz ainsi que des capacités de transport correspondantes semble l'une des rares solutions possibles pour compenser ce manque de capacité.

693. À la lumière de ce qui précède, la Commission conclut que la proposition des parties actuellement considérée (engagements D, E et F) ne devrait avoir que très peu d'effets positifs, si tant est qu'elle en ait, sur le marché du gaz naturel et sur le marché de gros de l'électricité au Portugal. Diminution de la part d'EDP dans REN (engagement L)

694. On considère que la diminution de la part d'EDP dans REN a une incidence positive relativement à l'accès non discriminatoire de tiers au réseau (de gaz et d'électricité). Les acteurs interrogés ont cependant insisté sur le fait qu'EDP ne devrait conserver aucun droit de vote spécial, qu'aucun membre du conseil d'administration ne devrait être nommé par EDP ou avec son accord obligatoire et qu'aucun droit de veto spécial, en particulier sur les questions de gestion, ne devrait être attaché à la participation d'EDP. La Commission partage cet avis car, à défaut de tels engagements, cette mesure corrective sera inopérante. Conclusion concernant les engagements portant sur les infrastructures et les droits de transport (A-F, L)

695. Au vu des éléments décrits plus haut concernant les engagements A à F et L, la Commission est donc arrivée à la conclusion que, même si le transfert de ces infrastructures et de certains droits de transport à REN est une bonne chose, de nombreux problèmes subsistent qui font que ces engagements ne pourront pas être réellement efficaces, ni permettre l'arrivée de nouveaux concurrents apportant des volumes de gaz suffisants en temps opportun.

Capacité d'EDP de contrôler les prix du gaz et d'augmenter les coûts de ses concurrents, et son intérêt à le faire, mettant ainsi ses concurrents réels et potentiels en échec et décourageant l'entrée sur le marché.

696. Ainsi que cela est expliqué plus haut, les engagements des parties (A à F, L) concernant le transfert à REN d'infrastructures et de droits de transport, suscitent des craintes et des incertitudes diverses. Si l'on considère en outre les incertitudes portant sur le calendrier de la libéralisation poussée du marché de la fourniture de gaz aux centrales TGCC (voir plus haut), ces engagements ne garantissent pas avec suffisamment de certitude que les centrales TGCC actuelles et futures, le cas échéant, seront en mesure de s'approvisionner en gaz auprès d'autres entreprises gazières à des conditions concurrentielles. Les acteurs interrogés ont également souligné que les mesures correctives proposées jusqu'à présent n'avaient pas permis de résoudre le problème en question. Le régulateur espagnol a ainsi déclaré : "Il existe clairement un risque que cela se produise, même avec les mesures proposées" (431).

697. En conséquence, suite à la fusion et en dépit des mesures proposées, EDP pourra et aura intérêt à contrôler les prix du gaz et à augmenter les coûts de ses concurrents, faisant ainsi obstacle à ses concurrents réels ou potentiels et les dissuadant d'entrer sur le marché. Il s'ensuit que la position dominante d'EDP sur le marché de gros de l'électricité sera encore renforcée.

Capacité d'EDP de gérer les contraintes dans la fourniture de gaz aux centrales TGCC au détriment des centrales TGCC concurrentes.

698. Sur ce point, les réponses des acteurs interrogés dans le cadre de la consultation et la conclusion de la Commission sont semblables à celles indiquées dans la précédente section : les incertitudes élevées quant à l'utilité du transfert à REN d'infrastructures et de droits de transport font qu'il n'est pas possible de garantir que les besoins en gaz des concurrents actuels et futurs seront couverts et gérés par une société autre que l'entité issue de la fusion.

699. Qui plus est, même si le transfert proposé se réalisait, EDP n'en continuerait pas moins de gérer les approvisionnements en gaz nécessaires pour couvrir la plus grande part des besoins de Turbogás (contrat de fourniture de gaz à long terme). Les mesures correctives proposées ne réduisent donc pas la capacité d'EDP de gérer la fourniture de gaz au détriment de ses principaux concurrents au Portugal.

700. Ainsi, en dépit des mesures correctives proposées et pour les motifs exposés aux paragraphes 698 à 699, la fusion renforce la position dominante d'EDP sur le marché de gros de l'électricité.

Accès d'EDP à des informations confidentielles concernant les coûts supportés par ses concurrents, qui lui confère un avantage significatif

701. Pour résoudre ce problème, les parties ont proposé de séparer strictement certaines composantes et certains aspects de l'activité d'EDP et de GDP (disposition connue sous le nom de "muraille de Chine") (engagement H). À cet égard, les acteurs interrogés dans le cadre de la consultation ont exprimé des doutes sérieux quant à l'efficacité de telles mesures. Par exemple, le régulateur espagnol a déclaré : "Il est difficile de croire que les .murailles de Chine. peuvent fonctionner correctement lorsque le nombre de contrats est très limité et que leurs conditions peuvent être communiquées par n'importe quel moyen de communication traditionnel" (432). En effet, les prix du gaz figurant dans les contrats sont définis selon une formule qui les indexe sur un panier d'articles dont les prix sont accessibles à tous (produits pétroliers). Il est possible de calculer le prix payé chaque jour, pendant plusieurs années, par la centrale TGCC si l'on arrive à connaître, juste une fois, les variables de la formule.

702. Compte tenu du fait qu'accéder ne serait-ce qu'une fois à ces données a des conséquences durables, les "murailles de Chine" ne semblent pas garantir avec suffisamment de certitude qu'EDP n'arrivera pas à connaître les coûts de ses concurrents. Les mesures correctives proposées ne sont donc pas un moyen satisfaisant d'empêcher EDP de renforcer sa position dominante sur le marché de gros de l'électricité, en raison de la capacité d'EDP d'accéder aux informations confidentielles sur les coûts supportés par ses concurrents.

Accès d'EDP à la nomination journalière de gaz de ses principaux concurrents, qui lui confère un avantage significatif

703. Ainsi que les acteurs interrogés l'ont fait remarquer, les dispositifs appelés "murailles de Chine" proposés par les parties ne s'appliquent pas aux nominations journalières de gaz d'EDP et, par conséquent, ne répondent pas au problème du renforcement de la position dominante d'EDP sur le marché de gros de l'électricité en raison de la possibilité qu'a EDP d'accéder aux informations confidentielles concernant les coûts de ses concurrents.

2. Marché des services auxiliaires

704. Les engagements N (location d'une partie de TER), M (moratoire), O (vente des parts d'EDP dans Tejo Energia) et P (suspension des droits de vote d'EDP dans Turbogás) concernent la production d'électricité. La Commission a donc examiné dans quelle mesure ils peuvent remédier aux problèmes de concurrence constatés sur le marché des services auxiliaires, autrement dit dans quelle mesure ils peuvent compenser la disparition de la concurrence potentielle de GDP.

705. Quoi qu'il en soit, ainsi que cela est expliqué aux paragraphes II.A.1 (a) et suivants, ces engagements n'offrent pas une garantie suffisante que les concurrents construiront de nouvelles capacités de production au Portugal dans un avenir proche.

706. Qui plus est, les acteurs interrogés ont souligné que la location de TER, telle qu'elle est proposée par les parties, ne permettait pas au preneur de participer au marché des services auxiliaires. En effet, ce marché nécessite une adaptation en temps réel ou presque de la production de la centrale pour assurer l'équilibre du réseau électrique. Pour ce faire, la centrale doit fonctionner; cela est par ailleurs incompatible avec la nomination à l'avance de l'électricité (éventuellement des nominations journalières) qui est prévue dans les mesures correctives proposées. Indépendamment de ce qui précède, la location de TER peut prendre fin avant qu'une nouvelle capacité de production soit construite au Portugal, ce qui supprimerait toute concurrence à EDP sur le marché des services auxiliaires.

707. Partant, cette mesure corrective ne donne pas l'assurance que la disparition de GDP sera neutralisée par l'entrée de nouveaux concurrents sur le marché des services auxiliaires. Elle n'atténue pas le renforcement de la position dominante d'EDP sur le marché des services auxiliaires.

3. Offre d'électricité au détail

708. Concernant l'offre d'électricité au détail, la Commission a indiqué que la fusion i) ferait disparaître GDP en tant que concurrent sérieux et ii) érigerait de nouvelles barrières à l'entrée, étant donné que les nouveaux arrivants devraient s'implanter à la fois sur le marché de détail du gaz et sur le marché de détail de l'électricité.

709. De nombreux acteurs du marché interrogés dans le cadre de la consultation ont insisté sur le fait que le paquet de mesures ne permet pas, loin s'en faut, de régler les problèmes constatés sur le marché de détail de l'électricité. En effet, la seule mesure corrective qui a un rapport direct avec la fourniture d'électricité au détail est l'engagement K : "Engagement de ne pas faire d'offres doubles de fourniture de gaz naturel et d'électricité aux clients du marché de détail tant que le marché de fourniture de gaz naturel à ces catégories de clients n'aura pas été libéralisé". Tout d'abord, le sens de cette mesure n'est pas clair puisque, après la fusion, l'entité issue de la fusion approvisionnera le client aussi bien en gaz qu'en électricité. Ensuite, les parties ne s'engageraient que pendant une durée limitée puisque l'engagement prendrait fin à compter de l'ouverture légale du marché du gaz.

710. Ainsi que les personnes interrogées l'ont souligné, le paquet de mesures ne prévoit pas de moyen de compenser la perte de la concurrence de GDP dans le futur.

La seule mesure corrective ayant un rapport direct avec la fourniture d'électricité au détail (voir engagement K plus haut) ne permet pas en elle-même de garantir ni de stimuler fortement l'arrivée de concurrents aussi bien placés que GDP pour se lancer avec succès sur le marché de détail de l'électricité.

711. La Commission a néanmoins cherché à savoir si d'autres mesures correctives pouvaient, de manière indirecte, avoir une incidence positive sur le marché de détail de l'électricité.

712. En premier lieu, elle s'est attachée à déterminer si la cession d'entreprises de fourniture de gaz au détail pouvait servir de base pour la vente au détail d'électricité par l'acheteur. Toutefois, l'échéance de cette cession éventuelle (entre 2011 et 2013 si elle a lieu), à laquelle il convient d'ajouter le temps nécessaire pour s'implanter sur le marché de l'électricité, est trop éloignée pour pouvoir compenser la perte visée au moment voulu. De surcroît, dans l'hypothèse d'une cession d'entreprises de fourniture de gaz, ces cessions représenteront moins de [10-20]* % du nombre actuel de consommateurs de gaz au Portugal. Cette base de clientèle est bien plus modeste que celle sur laquelle GDP aurait pu compter pour pénétrer le marché en l'absence d'une fusion.

713. En second lieu, elle a également considéré que les nouveaux détaillants d'électricité pourraient être issus de nouveaux arrivants sur le marché de la production d'électricité (marché de gros). Cependant, l'enquête de la Commission a montré qu'il était très peu probable que de nouvelles centrales TGCC soient mises en service au Portugal dans un avenir proche (c'est-à-dire avant 2010). Ainsi que cela est expliqué plus haut, les mesures correctives proposées par les parties ne garantissent pas de façon suffisamment certaine que de nouvelles centrales TGCC seront construites d'ici là. La location de TER, étant donné sa durée très limitée, n'est pas un élément sur lequel on peut s'appuyer pour se lancer avec succès sur le marché de détail.

714. En conséquence, les mesures correctives proposées ne garantissent pas que de nouveaux concurrents s'implanteront véritablement sur le marché portugais de la fourniture d'électricité au détail en temps voulu pour compenser la perte de la concurrence future de GDP. Partant, lesdites mesures n'empêchent pas le renforcement de la position dominante d'EDP sur le marché de détail de l'électricité.

B. Marchés du gaz naturel

1. Fourniture de gaz aux producteurs d'électricité

715. En ce qui concerne le marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité, les acteurs ayant répondu au questionnaire de la Commission ont dans l'ensemble insisté sur le fait que les mesures correctives proposées (engagements G, M, O, P) ne suffisaient pas pour supprimer ou compenser l'effet d'accaparement de la clientèle résultant de la concentration. Selon eux, il faudrait des mesures plus efficaces et plus étendues pour contrer cet effet.

716. La Commission est du même avis.

717. Tout d'abord, s'agissant des besoins à court terme de TER et des centrales mixtes d'EDP, la Commission constate que la suppression du droit de premier refus de GDP (engagement G) ne remet pas en cause les avantages que présentera pour EDP, après la concentration, l'achat de gaz auprès de GDP plutôt qu'auprès de fournisseurs indépendants. En conséquence, l'effet anticoncurrentiel de la concentration ne sera pas évité.

718. Ensuite, s'agissant des besoins à court terme de Turbogás, l'engagement d'EDP de suspendre ses droits de vote dans Turbogás et de nommer des membres du conseil d'administration indépendants (engagement P) ne paraît pas suffisant pour éviter un accaparement de la clientèle.

719. En effet, comme l'ont souligné plusieurs acteurs ayant répondu au questionnaire de la Commission, EDP conservera probablement la faculté d'influencer significativement les décisions de Turbogás, étant donné que i) "l'indépendance" des membres du conseil d'administration nommés par EDP ne serait absolument pas garantie; ii) EDP ne suspendrait que ses droits de vote se rapportant aux achats de gaz naturel et aux nouveaux investissements, mais conserverait ses droits de vote sur d'autres points importants et, ce faisant, un certain pouvoir de négociation eu égard au choix du fournisseur de gaz et iii) les droits de vote ne seraient suspendus que pour une durée limitée à trois ans. Par ailleurs, l'application de cette mesure corrective de nature purement comportementale serait extrêmement difficile à contrôler dans la pratique sans l'aide constante et vigilante des autres actionnaires de Turbogás.

720. Ces considérations amènent à conclure que les mesures correctives proposées n'empêcheront pas le verrouillage de la demande actuelle de gaz par suite de la fusion.

721. Comme cela est indiqué plus haut, il est très peu probable que cet effet anticoncurrentiel soit atténué à court ou moyen terme par l'émergence d'une nouvelle demande consécutive à la construction de nouvelles centrales TGCC au Portugal. Sur ce point, il semble que la suspension susmentionnée des droits de vote d'EDP se rapportant aux nouveaux investissements de Turbogás (engagement P), la vente proposée de la participation d'EDP dans Tejo Energia (engagement O) et le moratoire proposé concernant la construction de nouvelles centrales TGCC (engagement M) ne suffiraient pas pour changer radicalement la situation.

722. S'agissant de la suspension des droits de vote d'EDP dans Turbogás, outre les problèmes déjà mentionnés concernant l'efficacité de cette mesure, il convient de souligner que rien n'indique (et les parties ne l'ont jamais prétendu) que cette société pourrait construire une nouvelle centrale TGCC au Portugal.

723. Concernant la vente de la participation d'EDP dans Tejo Energia, la Commission admet que cela supprimerait un obstacle important à la mise sur pied d'un éventuel projet de construction d'une nouvelle centrale TGCC par cette société. Quoi qu'il en soit, comme cela a déjà été expliqué, l'exigence d'un prix minimal défini en fonction de la "juste valeur" de la part d'EDP et la subordination de la vente à la conclusion des négociations relatives aux CMEC entre le Gouvernement portugais et Tejo Energia rendent cette vente très incertaine. En tout état de cause, il convient de noter, ainsi que cela a déjà été expliqué, qu'indépendamment de l'obstacle que représentent les intérêts d'EDP, les autres actionnaires de Tejo Energia ne sont pas parvenus à un accord sur la construction d'une nouvelle centrale TGCC et il existe encore un grand nombre d'incertitudes sur ce point.

724. Enfin, pour ce qui est du moratoire concernant la construction de nouvelles centrales TGCC, il a déjà été expliqué que, dans les conditions proposées par les parties, cette mesure ne favoriserait pas véritablement la mise en œuvre de nouveaux projets.

725. Concernant les engagements relatifs à l'infrastructure gazière (engagements A à F et L), l'inefficacité de ces mesures a été mise en évidence plus haut. De toute façon, même si ces mesures étaient pleinement efficaces, il faut préciser qu'elles ne s'attaqueraient que de manière très indirecte au problème de concurrence en question, puisqu'elles ne permettent pas en tant que telles de créer une nouvelle demande. L'analyse des mesures correctives ne modifie donc pas la conclusion selon laquelle l'ensemble des mesures proposées par les parties ne suffit pas pour obvier au renforcement d'une position dominante sur le marché de la fourniture de gaz naturel aux producteurs d'électricité.

2. Fourniture de gaz aux ELD

726. Les acteurs interrogés dans le cadre de la consultation de la Commission ont vigoureusement rejeté la principale mesure proposée (la vente d'une ou de plusieurs sociétés, engagement J) comme étant insuffisante et inopportune. Ce jugement repose sur plusieurs motifs :

i) les acteurs du marché ont fait valoir que la cession devrait, au minimum, porter sur un volume équivalent à celui de Portgás, tandis que la cession soumise à condition proposée par les parties ne couvrirait, si elle était réalisée, que la part de marché de Portgás en termes de clientèle, qui est bien moindre. La cession, même si elle avait finalement lieu, serait donc loin de régler de façon satisfaisante le problème de concurrence que constitue l'accaparement de la clientèle.

ii) La cession définitive ne concernerait pas seulement la ou les sociétés de fourniture, mais également la ou les sociétés de distribution. Bien qu'elles aient été juridiquement séparées des sociétés de distribution conformément à la deuxième directive "Gaz", les sociétés de fourniture détenues par les parties auraient en fait un avantage significatif vis-à-vis des sociétés de fourniture cédées, sur le plan de la confiance accordée par la clientèle et des relations entretenues avec elle. Cela risquerait grandement d'atténuer la viabilité économique des sociétés de fourniture cédées et, partant, de nuire à leur position sur le marché (et donc également de diminuer leur consommation). Certains acteurs du marché ont en outre proposé de ne pas céder uniquement les ELD, mais aussi les contrats de fourniture rattachés à ces ELD.

iii) L'idée que la cession devait être inconditionnelle et concomitante à la fusion a été énergiquement défendue. En tout état de cause, la réalisation de la cession proposée dans les 33 mois suivant la libéralisation du marché de la fourniture de gaz naturel aux clients des ELD ne supprime pas l'effet d'accaparement de la clientèle, qui s'amorce bien plus tôt.

727. La Commission est d'avis que le reproche exprimé par ces acteurs du marché est justifié. La mesure corrective proposée ne permet donc pas de résoudre de manière satisfaisante le problème de concurrence résultant du renforcement de la position dominante de GDP sur le marché de la fourniture de gaz

naturel aux ELD. Quant au moment choisi pour réaliser la cession proposée, la Commission souligne qu'il s'écarte considérablement de l'exigence énoncée dans sa communication concernant des mesures correctives, à savoir : "Le délai fixé pour la cession commencera à courir le jour de l'adoption de la décision de la Commission".

728. La prise en compte des engagements proposés concernant les infrastructures, examinés plus haut, ne modifie pas cette analyse. Outre les remarques ci-dessus concernant leur efficacité, il convient de noter que ces engagements, tout en offrant des possibilités de faciliter l'entrée sur le marché, ne suppriment ni ne compensent le verrouillage de la demande des ELD. De surcroît, ils ne peuvent véritablement faciliter l'entrée sur ce marché, puisque ce dernier sera, dans une très large mesure, fermé à la concurrence et puisque la nouvelle demande provenant des nouveaux arrivants sera limitée en raison du faible nombre de clients des ELD qui changeront de fournisseur.

3. Fourniture de gaz aux gros clients industriels

729. D'une manière générale, les acteurs du marché, les régulateurs et les gestionnaires de réseau de transport consultés par la Commission se sont déclarés plutôt sceptiques concernant les mesures correctives proposées (voir notamment l'engagement I, relatif à la possibilité d'une prorogation annuelle des contrats GCI arrivant à expiration, l'engagement K relatif aux offres doubles et les engagements A à F et L relatifs aux infrastructures gazières). Un grand nombre d'acteurs du marché ont fait remarquer que les mesures correctives ne réglaient pas entièrement le problème de concurrence créé par l'opération proposée. Notamment :

i) l'interdiction de ventes doubles à ce groupe de clients tant qu'il ne constitue pas un groupe de clients éligible sur les deux marchés a été considérée comme nécessaire et évidente, mais insuffisante (433);

ii) les mesures relatives aux infrastructures, dans la mesure où elles ont été jugées (potentiellement) efficaces, ont été considérées insuffisantes par de nombreux acteurs du marché;

iii) l'engagement qui prévoit que les GCI dont le contrat de fourniture de gaz expire entre l'approbation de la concentration proposée et la libéralisation du marché se verront offrir une (simple) "possibilité" de renouveler leur contrat d'approvisionnement en gaz naturel a également été jugé insatisfaisant.

730. En revanche, certains acteurs du marché ont laissé entendre que la fixation d'un seuil sur la part de marché de GDP et/ou des programmes de cession de gaz suffirait pour régler le problème de concurrence résultant de la concentration proposée.

731. Selon la Commission, les mesures proposées par les parties auront généralement une incidence positive sur l'entrée possible de nouveaux acteurs sur le marché de la fourniture de gaz aux GCI au Portugal. Cependant, des doutes importants subsistent concernant la question de savoir si l'effet combiné de ces mesures suffira pour compenser la disparition d'EDP en tant que principal concurrent potentiel (434). La Commission observe à cet égard que l'étude de marché a confirmé que le nombre de nouveaux arrivants potentiels sur le marché portugais de la fourniture de gaz aux GCI n'est pas très élevé et que, par conséquent, l'élimination de l'un des nouveaux arrivants potentiels les mieux placés renforce considérablement la position dominante de GDP. Tout bien considéré, la Commission estime que les mesures proposées par les parties n'empêcheront pas le renforcement de la position dominante de GDP sur le marché de la fourniture de gaz naturel aux GCI par suite de la fusion.

4. Autre définition du marché : un grand marché de gros

732. Dans la partie de sa décision consacrée à l'appréciation sous l'angle de la concurrence, la Commission a montré que, même en considérant un marché de gros plus étendu (comprenant la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité, aux ELD et aux GCI), la concentration notifiée verrouillerait une très grande partie de la demande de gaz captable. Elle a notamment montré que la demande verrouillée correspondrait aux besoins à court terme des centrales électriques au gaz d'EDP et de Turbogás et à la consommation de gaz du cogénérateur d'EDP.

733. Sur ce point, il faut remarquer, ainsi que cela a déjà été expliqué (cf. paragraphes 717 à 719), que les mesures correctives proposées ne permettent pas de parer au verrouillage de la demande de gaz d'EDP pour l'alimentation de ses centrales électriques fonctionnant au gaz et de la demande de Turbogás. Elles sont donc insuffisantes pour éviter le verrouillage des ELD. Enfin, elles ne permettent pas d'obvier au renforcement de la position dominante de GDP sur le marché de la fourniture de gaz naturel aux ELD. Qui plus est, aucune mesure corrective n'a été proposée pour empêcher le verrouillage de la demande correspondant au cogénérateur d'EDP. 734. Les engagements proposés ne permettraient donc pas de contrer le renforcement d'une position dominante sur un hypothétique grand marché "de gros" du gaz naturel au Portugal.

5. Fourniture de gaz aux petits clients

735. Les mesures proposées par les parties (voir notamment l'engagement J relatif à la vente, à plus ou moins longue échéance, d'une ou de plusieurs entreprises de fourniture de gaz contrôlées par GDP, l'engagement K relatif aux ventes doubles, et les engagements A à F et L relatifs aux infrastructures) ont été considérées comme étant largement insuffisantes par les acteurs du marché interrogés dans le cadre de la consultation de la Commission. Ces derniers ont estimé que les mesures correctives ne permettaient pas de neutraliser l'effet considérable de la disparition de GDP en tant que concurrent potentiel. Voici les raisons qu'ils ont avancées :

i) la réduction (modérée) de la part de marché résultant de la vente possible (dans l'hypothèse où certaines conditions seraient réunies) d'une entreprise de fourniture issue de la séparation des ELD, hormis qu'elle est incertaine, intervient trop tardivement et ne compense pas pleinement la disparition de Portgás en tant que concurrent. Par ailleurs, elle ne compense pas la nouvelle concurrence qu'aurait éventuellement exercé EDP, même en l'absence d'une prise de contrôle en commun sur Portgás.

ii) L'engagement de ne pas faire d'offres doubles de fourniture de combustible aux clients des marchés qui ne sont pas encore libéralisés a été jugé nécessaire mais tout à fait insuffisant.

iii) De même, les mesures correctives relatives aux infrastructures n'ont pas été jugées suffisantes pour faciliter l'entrée de nouvelles entreprises sur le marché portugais de la fourniture de gaz naturel aux petits clients.

736. Selon les acteurs du marché, il est nécessaire de procéder à des ventes d'ELD dépassant le cadre de la vente de Portgás ou de mettre en place un programme de cession de gaz destiné à encourager et à faciliter l'entrée de nouveaux arrivants, qui pourrait être inspiré du programme mis en œuvre en Espagne lors de l'ouverture du marché espagnol à la concurrence.

737. La Commission, qui partage les inquiétudes des tiers exposées ci-dessus, souhaite ajouter les remarques suivantes :

i) le résultat de l'étude de marché a montré clairement, encore une fois, qu'EDP est l'un des très rares nouveaux arrivants potentiels et, de ce fait, le plus crédible et le mieux placé pour s'installer sur ce marché (ou, si une définition régionale du marché devait être adoptée) sur ces marchés. Cela met en exergue la nécessité de mesures correctives énergiques en vue de protéger la clientèle portugaise des effets néfastes que la concentration proposée aurait sinon pour eux;

ii) les mesures correctives proposées par les parties sont absolument inopérantes pour compenser la suppression de la pression concurrentielle exercée par Portgás et la disparition d'EDP comme concurrent potentiel. Elles ne prennent pas en considération, notamment, l'importance de Portgás et de toutes les conditions qui font d'EDP un nouvel arrivant potentiel bien placé (même sans tenir compte de sa prise de contrôle en commun sur cette ELD), en particulier de l'accès d'EDP à une base de clientèle large et de la force de sa marque auprès de la clientèle portugaise.

iii) L'incidence bénéfique que les mesures correctives portant sur les infrastructures auraient sur l'entrée de nouveaux arrivants si elles opéraient parfaitement (ce qui n'est pas le cas, comme cela est montré plus haut) serait trop modeste pour compenser l'élimination de cette concurrence potentielle.

738. Les mesures correctives proposées sont donc inappropriées et insuffisantes pour régler le problème de concurrence que constitue le renforcement de la position dominante de GDP sur le marché national de l'approvisionnement des petits clients (ou, sinon, de cinq des six marchés régionaux de fourniture de gaz naturel à de petits clients).

VIII. DESCRIPTION DU DEUXIEME PAQUET DE MESURES CORRECTIVES PROPOSEES PAR LES PARTIES LE 17 NOVEMBRE 2004

739. Le 17.11.2004, les parties ont présenté un paquet de mesures modifié.

740. Les mesures correctives présentées séparément par EDP et par ENI sont résumées ci-dessous. La numérotation est celle utilisée par chacune des parties dans sa soumission :

EDP.1 : Diminution de la participation d'EDP dans REN de 30 % à 5 %

EDP.2 : Vente des parts d'EDP dans Tejo Energia

EDP.3 : Moratoire concernant la construction de nouvelles centrales TGCC sous réserve d'une clause de révision

EDP.4 : Location d'une partie de la capacité de production de TER équivalente à une unité, sous réserve d'une clause de révision.

EDP.5 : Suspension de certains droits de vote d'EDP dans Turbogás et désignation d'un représentant indépendant au conseil d'administration de Turbogás

ENI.II : Vente du terminal GNL de Sinès à REN

ENI.III : Vente de l'installation de stockage souterrain de Carriço à REN

ENI.IV : Vente anticipée du réseau gazier à haute pression à REN

ENI.V : Garanties pour l'accès au réseau en attendant la vente du réseau à REN

ENI.VI : Cession à REN de la capacité au point d'entrée de Campo Maior actuellement réservée mais inutilisée par Transgás

ENI.VII : Engagement de ne pas réserver de capacité supplémentaire au point d'entrée de Campo Maior

ENI.VIII:Engagement de ne pas réserver de capacité supplémentaire sur le gazoduc "Extremadura"

ENI. IX : Engagement de mettre à disposition une certaine capacité sur le gazoduc "Extremadura" et/ou au point d'entrée de Campo Maior sous certaines conditions

ENI.X : Suppression du droit de premier refus de GDP en application du "mécanisme d'alignement sur la meilleure offre"

ENI.XI : Mesures visant à répondre aux inquiétudes relatives à la possibilité d'un accès privilégié aux données relatives aux prix

ENI.XII : Mesures visant à rendre possible la libéralisation effective de la demande des GCI

ENI.XIII:Engagement de ne pas faire d'offres doubles de fourniture de gaz naturel et d'électricité aux GCI et aux clients du marché de détail au Portugal tant que le marché de fourniture de gaz naturel à ces catégories de clients n'aura pas été libéralisé.

ENI.XIV:Vente de l'ELD Setgás

IX. EXAMEN DU DEUXIEME PAQUET DE MESURES CORRECTIVES PROPOSEES PAR LES PARTIES LE 17 NOVEMBRE 2004

A. Marchés de l'électricité

1. Marché de gros de l'électricité

(a) Renforcement de la position dominante d'EDP par suite des effets horizontaux

741. Les nouvelles propositions présentées le 17 novembre 2004 en vue de remédier aux effets horizontaux de l'opération sur le marché de gros du Portugal ne diffèrent pas fondamentalement de celles proposées le 28 octobre 2004.

Moratoire concernant la construction de nouvelles centrales TGCC et location de capacité sur TER (engagements EDP.3 et 4)

742. Les parties ont préféré maintenir leur proposition initiale qui combine un moratoire avec la location d'une partie de la capacité de TER, plutôt que de proposer une mesure structurelle permettant l'entrée véritable et sans délai de nouveaux arrivants.

Moratoire

743. En ce qui concerne le moratoire proposé (EDP.3), EDP propose de ne pas construire de nouvelles centrales TGCC au Portugal avant le 30 juin 2010, ce qui ne s'appliquerait pas à la troisième tranche de 400 MW du TER qui doit entrer en service en 2006.

744. Bien que la durée du moratoire proposé paraît supérieure à celle qui était prévue dans la proposition précédente (qui prévoyait avant tout comme date limite janvier 2008), la durée de cet engagement est soumise à une clause de révision en vertu de laquelle il est automatiquement mis fin à ce moratoire si l'une des conditions suivantes est remplie : i) une année s'est écoulée depuis l'octroi de permis pour deux nouvelles tranches d'une centrale TGCC non contrôlées par EDP, ii) l'écart de moyenne pondérée des prix zonaux de gros entre le Portugal et l'Espagne pour les douze derniers mois est inférieur à 4 % selon le gestionnaire du marché concerné, ou iii) au cours des douze derniers mois, les cas de saturation ou de scission du marché ont été inférieurs à 15 %. Il suffit qu'une seule de ces conditions soit remplie pour mettre fin au moratoire avant 2010.

745. À l'instar de la proposition précédente, cet engagement est loin de garantir l'entrée effective et rapide de nouveaux concurrents sur le marché portugais, qui permettrait de compenser la disparition de GDP - concurrent potentiel important en l'absence de fusion.

746. En premier lieu, le moratoire prendrait fin [...]*. Comme cela a été expliqué plus haut, si l'on tient compte en particulier des résultats de la consultation des acteurs du marché concernant le premier paquet de mesures correctives, un tel délai ne serait pas une garantie que de nouvelles unités de centrales TGCC seraient véritablement en service sur le marché, étant donné qu'il est possible qu'aucune nouvelle unité de TGCC ne soit construite après l'octroi d'un permis. Même si la décision de construire une telle unité TGCC était prise, cette dernière ne deviendrait opérationnelle que plusieurs années après l'octroi du permis adéquat. En conséquence, le moratoire pourrait prendre fin même si aucun concurrent n'était effectivement entré sur le marché.

747. En deuxième lieu, le champ d'application de cette proposition est aussi tout à fait inapproprié. En effet, conformément à cet engagement, EDP ne serait pas empêché de construire sa troisième unité de TER alors que les permis pour deux "groupes TGCC" (c'est-à-dire deux unités) supplémentaires seulement seraient jugés suffisants pour mettre fin au moratoire. Quand bien même l'engagement aurait prévu que de telles unités devaient être construites et opérationnelles - ce qui n'est pas le cas - cela ne représenterait en tout état de cause que 8 % environ de la capacité de production du Portugal (435), sans garantie que cette capacité de production soit exploitée par un concurrent véritable et de poids. La mesure corrective proposée ne prévoit pas, notamment, que ces unités TGCC doivent être possédées et exploitées par une entreprise indépendante véritablement concurrente, mais simplement que ces deux unités supplémentaires ne doivent pas être "contrôlées" par EDP. Par conséquent, l'engagement n'exclut pas qu'il puisse exister un lien entre EDP et ces deux unités supplémentaires, par exemple par le biais d'une sorte d'accord ou de mécanisme de coordination (436), ou d'une participation minoritaire, ou même qu'EDP puisse exploiter effectivement deux unités TGCC qui appartiendraient à une tierce partie.

748. En troisième lieu, les obligations imposées dans le cadre d'un tel moratoire n'empêchent pas EDP de décourager l'entrée véritable et dans les meilleurs délais de nouveaux arrivants sur le marché. Selon la mesure corrective proposée, EDP s'engagerait uniquement à ne pas "construire" de nouvelle centrale TGCC (hormis la troisième unité de TER). Il n'en reste pas moins qu'EDP pourrait quand même obtenir un permis pour la construction d'une telle centrale et avertir ainsi d'autres concurrents éventuels de son intention de construire une nouvelle centrale dès que le moratoire prendrait fin.

749. S'agissant des autres conditions qui permettraient à EDP de mettre fin à ses engagements avant 2010, elles créent une incertitude supplémentaire quant à l'efficacité de la mesure corrective proposée qui est censée garantir l'entrée de concurrents sur le marché portugais. En effet, la condition selon laquelle il faut un écart de prix moyen de 4 % entre l'Espagne et le Portugal pendant une année donnée ne permet pas de garantir l'intégration véritable des deux marchés. Plus particulièrement, bien qu'un tel écart moyen soit vérifié sur une année donnée, on ne peut toujours pas établir de corrélation entre les prix pratiqués en Espagne et ceux pratiqués au Portugal, ce qui exclut l'existence d'un marché géographique unique à l'intérieur duquel l'Espagne exercerait des pressions concurrentielles importantes. La disposition en vertu de laquelle le moratoire pourrait prendre fin si les cas de saturation ou de scission du marché étaient inférieurs à 15 % sur une année donnée est également insuffisante pour garantir un niveau suffisant d'intégration du marché (et, partant, de concurrence effective) entre les deux pays. Ainsi que cela a été montré plus haut à propos de la définition géographique du marché, un tel niveau de saturation serait encore bien loin de celui actuellement constaté dans les pays nordiques (437), par exemple, concernant lesquels la Commission a jusqu'à présent préféré ne pas se prononcer définitivement sur la question de savoir s'ils formaient un marché géographique unique ou s'ils constituaient encore des marchés distincts.

Location de la capacité d'une unité de TER

750. Eu égard à l'engagement de mettre en œuvre la location de TER (EDP 4), la proposition des parties présente les mêmes inconvénients que ceux constatés concernant leur première proposition de mesure corrective et mis en exergue à l'occasion de la consultation de la Commission relative à cette dernière.

751. Tout d'abord, la durée de la location demeurerait très incertaine pour le preneur. Quand bien même la location durerait jusqu'au 30 juin 2010, mais pas au-delà, les parties auraient le droit de demander qu'il y soit mis un terme dès le 1er janvier 2008 si, notamment, "deux groupes TGCC supplémentaires non contrôlés par EDP [...]* étaient en cours de construction." En conséquence, l'engagement ne garantirait même pas que des unités supplémentaires soient en service avant la fin de la location. En outre, à l'instar du moratoire, la mesure corrective proposée ne prévoit pas que ces unités TGCC doivent être possédées et exploitées par une entreprise véritablement concurrente, mais simplement que ces deux unités supplémentaires ne doivent pas être juridiquement "contrôlées" par EDP. Cela n'interdirait pas à EDP d'avoir des liens avec le propriétaire de ces unités, ou même d'exploiter les unités sur lesquelles il n'exercerait pas un contrôle juridique. Les mêmes remarques peuvent être formulées concernant le moratoire, relativement aux autres conditions qui devraient être satisfaites pour mettre fin de manière anticipée à la location (écart de prix moyen avec l'Espagne, saturation ou scission du marché).

752. En second lieu, pour les mêmes raisons que celles avancées concernant la première proposition de mesure, la portée et la nature de l'engagement seraient trop limitées pour contrebalancer les effets horizontaux induits par l'opération. En substance, la location porterait sur une capacité équivalente à la production d'une unité de TER, à savoir 4 % de la capacité de production au Portugal. Qui plus est, cette location consisterait simplement en un accord "d'achat ferme" en vertu duquel EDP s'engagerait à donner en location une capacité de production d'électricité équivalente à une unité de TER sans autoriser le preneur à exploiter véritablement l'unité, ce dernier n'ayant même pas son mot à dire concernant son approvisionnement total en gaz. Une telle opération de location risquerait en outre de créer un problème de flux d'informations étant donné qu'EDP connaîtrait dans les détails les nominations quotidiennes du preneur aussi bien pour le gaz que pour l'électricité. Enfin, la location étant de courte durée, le preneur ne peut compter dessus pour développer ses activités à long terme. En conséquence, le preneur demeurera fortement dépendant de l'entité issue de la fusion et ne sera pas en mesure d'exercer une influence significative sur le marché.

753. Pour conclure, s'agissant de l'aptitude du preneur qui sera choisi par EDP pendant les trois premiers mois suivant l'adoption de la décision de la Commission, ou par un mandataire après cette période, les critères énoncés dans l'engagement présenté par EDP ne garantit pas que ce preneur aura les qualifications et la motivation requises pour agir comme un concurrent réel d'EDP sur le marché. En effet, même si le preneur doit être agréé par la Commission, EDP sera seulement tenu de choisir un preneur qui n'a pas de lien avec les parties. De la même manière, le mandataire choisirait comme preneur l'entreprise qui a présenté la meilleure offre dans le cadre de la procédure d'appel d'offres organisée par le mandataire. Par conséquent, l'engagement ne prévoit pas que le preneur doit être une entreprise ayant une expérience sur les marchés de l'électricité et projetant de développer ses activités au Portugal sur le long terme. EDP pourrait donc aussi bien choisir une entreprise qui, bien qu'indépendante vis-à-vis d'elle, a peu de chance d'exercer une réelle concurrence sur le marché.

Conclusion concernant le moratoire et la location proposée par EDP

754. Il découle de ce qui précède que la location et le moratoire proposés n'auraient pas, en tant que tels, le même effet qu'une mesure corrective de nature structurelle (en l'occurrence une vente de moyens de production) quant à permettre l'entrée réelle et rapide de nouveaux concurrents sur le marché de gros portugais.

Engagement de vendre la participation d'EDP dans Tejo Energia (engagement EDP.2)

755. Outre le moratoire et la location susmentionnées, les parties proposent de céder 10 % de la part d'EDP dans Tejo Energia selon des principes très similaires à ceux prévus par les mesures correctives présentées le 28 octobre 2004. La principale modification se rapporte au délai dans lequel la vente doit être effectuée. Au lieu d'être subordonnée à la conclusion des négociations sur les CMEC entre le Gouvernement portugais et Tejo Energia, la date limite est fixée à compter de la date d'adoption de la décision. La conclusion de la Commission reste inchangée :

756. la Commission est d'avis que la cession de 10 % de la part d'EDP dans Tejo Energia constituerait, en principe, une avancée dans la mesure où elle romprait tout lien entre EDP et l'un de ses concurrents et enlèverait à EDP la faculté de bloquer un éventuel projet futur de construction d'une centrale TGCC par Tejo Energia.

757. Quoi qu'il en soit, cet engagement ne garantit pas en tant que tel que Tejo Energia construira effectivement une centrale TGCC dans un avenir proche pour les raisons déjà énoncées ci- dessus (voir paragraphe 669).

758. En outre, des incertitudes importantes demeurent quant à savoir si la cession aurait finalement lieu. En effet, contrairement à la vente de parts d'EDP dans REN, le mandataire chargé de la cession n'est censé vendre des parts d'EDP dans Tejo Energia qu'à un prix minimum défini conformément à la "juste valeur" de la part d'EDP, qui comprend un grand nombre d'éléments. Par conséquent, si le prix offert par un acheteur potentiel au mandataire chargé de la vente n'atteint pas ce prix minimum, ledit mandataire ne sera pas autorisé à vendre ces parts, rendant de ce fait l'engagement caduc.

Engagement de suspendre les droits de vote et de nommer des membres indépendants au conseil d'administration de Turbogás (engagement EDP.5)

759. Comme dans les mesures correctives présentées le 28 octobre 2004, les parties ont proposé de suspendre les droits de vote d'EDP dans Turbogás pour une période de trois ans dans deux domaines spécifiques : i) l'achat de gaz naturel et ii) l'adoption de décisions relatives à de nouveaux investissements.

760. En elle-même, cette mesure n'a pas pour effet de couper les liens entre EDP et Turbogás sur le long terme, étant donné qu'elle a une portée et une durée limitées.

761. Il n'a jamais été prétendu, ni établi, que Turbogás avait effectivement envisagé de construire une nouvelle centrale TGCC à brève échéance. Quoi qu'il en soit, si Turbogás avait envisagé de construire une nouvelle centrale TGCC, il n'est pas du tout évident que la simple suspension des droits de vote sur deux points suffirait pour empêcher EDP de peser de manière décisive sur ces nouveaux projets, pour les raisons exposées ci-après.

762. Tout d'abord, EDP continuera d'exercer ses droits de vote dans d'autres domaines. EDP peut donc plausiblement menacer de voter dans un certain sens sur ces questions si son avis concernant un nouveau projet n'est pas pris en compte.

763. Ensuite, la suspension des droits de vote est temporaire, tandis qu'un projet est amené à se développer et doit être soutenu par les actionnaires sur une longue période. Il est possible que d'autres actionnaires s'abstiennent de lancer un nouveau projet s'ils savent qu'EDP recouvrera bientôt ses droits de vote et s'opposera probablement au projet.

764. En troisième lieu, EDP se réserve le droit de donner des instructions au mandataire administrateur "lorsque cela est nécessaire pour éviter une diminution de la valeur de la participation d'EDP", cette clause pouvant être interprétée de manière très large et pouvant ne pas être pleinement contrebalancée par la possibilité qu'a la Commission de donner des ordres au mandataire administrateur afin de garantir le respect des conditions et obligations liées à sa décision (438).Quatrièmement, l'attention de la Commission a été attirée sur le fait qu'EDP a récemment acquis une option (le 26 octobre 2004) pour obtenir 20 % de parts supplémentaires dans Turbogás ainsi que la totalité de la capacité de production de l'installation. Cette option peut être exercée dans les neuf prochains mois ou entre le 1er janvier 2008 et le 31 décembre 2009. De nouveau, le simple fait qu'EDP puisse plausiblement menacer d'accroître notablement son contrôle sur Turbogás à l'avenir (même si une autorité de concurrence peut finalement s'opposer à la levée de l'option) peut décourager d'autres actionnaires de lancer un projet de construction d'une nouvelle centrale TGCC contre la volonté d'EDP.

765. Il s'ensuit que cette mesure corrective ne supprimera pas totalement l'influence considérable d'EDP sur des projets futurs et, en tout état de cause, ne garantit pas que Turbogás exercera une pression concurrentielle supplémentaire sur EDP dans un avenir proche dans le cadre du développement de projets de ce type. Conclusion concernant des effets horizontaux sur le marché de gros de l'électricité

766. Pour toutes les raisons exposées ci-dessus, les mesures correctives proposées sont considérées comme inappropriées et insuffisantes pour supprimer les effets horizontaux résultant de la transaction et le renforcement subséquent de la position dominante d'EDP sur le marché de gros de l'électricité.

(b) Renforcement de la position dominante d'EDP par suite d'effets non horizontaux

767. S'agissant des effets non horizontaux de l'opération, la Commission est arrivée à la conclusion que la fusion notifiée renforcera la position dominante d'EDP sur le marché de gros de l'électricité pour chacune des raisons distinctes suivantes. Par suite de l'opération notifiée, l'entité issue de la fusion aura :

i) un accès privilégié et préférentiel aux infrastructures gazières du Portugal (terminal GNL de Sinès, gazoduc pour l'importation et installation de stockage souterrain de Carriço);

ii) la capacité de contrôler les prix du gaz et d'augmenter les coûts de ses concurrents, et aura intérêt à le faire, faisant ainsi obstacle à ses concurrents réels et potentiels et décourageant l'entrée sur le marché.

iii) la capacité de gérer les contraintes dans la fourniture de gaz aux centrales TGCC au détriment des centrales TGCC concurrentes;

iv) accès à des informations confidentielles concernant les coûts supportés par ses concurrents, ce qui lui conférera un avantage significatif;

v) accès à la nomination journalière de gaz de ses principaux concurrents, ce qui lui conférera un avantage significatif.

Accès privilégié et préférentiel d'EDP aux infrastructures gazières portugaises (engagements ENI.II - IX, EDP.1)

Vente du terminal GNL de Sinès à REN (ENI.II)

768. D'un point de vue général, la Commission considère que le découplage de la propriété des infrastructures gazières est favorable à la concurrence. Plus particulièrement, si l'on compare avec le paquet de mesures proposé le 28 octobre 2004, les conditions liées au transfert du terminal GNL de Sinès ont été améliorées : le calendrier de la vente (439) est clairement défini (au plus tard le 31 décembre 2005) et la plupart des conditions attachées à la vente du Terminal (440) ont été supprimées.

769. Pour autant, plusieurs questions importantes soulevées par la Commission, notamment au vu des résultats de la consultation des acteurs du marché, sont restées sans réponse.

770. Les parties ont conclu des contrats pour des importations futures de gaz portant sur un volume de [...]* milliards de mètres cubes. Elles ont donc fait valoir qu'à l'avenir, [30-40 %]* milliards de m3 seraient disponibles pour des importations de gaz par des tiers via le terminal GNL de Sinès. Il s'avère que les parties auront la faculté de diminuer sensiblement la capacité actuellement disponible pour l'importation de gaz au Portugal par des tiers.

771. En effet, l'engagement permet clairement (441) aux filiales d'ENI (Union Fenosa Gas) ou d'EDP (Naturcorp) soumises à un contrôle conjoint et actives dans le secteur gazier en Espagne de réserver une capacité supplémentaire dans le terminal GNL avant que celui-ci ne soit transféré à REN. Ainsi, l'engagement n'empêche pas les filiales espagnoles des parties susmentionnées de réserver des capacités supplémentaires ou d'importer du gaz à Sinès, fermant de ce fait l'accès au terminal pour les entreprises concurrentes indépendantes.

772. En outre, l'engagement autorise explicitement (442) les parties et n'importe laquelle de leurs filiales à réserver des capacités supplémentaires dans le terminal dès que celui-ci sera transféré à REN.

773.

Il est donc possible que les parties puissent réserver effectivement des capacités supplémentaires dans le terminal de Sinès le jour suivant le transfert (à propos duquel elles disposeront d'informations privilégiées) et empêcher d'éventuels concurrents (qui pourraient avoir besoin de plus de temps pour préparer leur stratégie d'entrée sur le marché) d'importer des quantités significatives de gaz au Portugal via le terminal de Sinès (443).

774. Le paquet de mesures du 17 novembre 2004 prévoit que le code provisoire en matière de Regazéification (444) énoncera un principe d'obligation d'utilisation sous peine de perte définitive et sera soumis pour remarques à ERSE, le régulateur portugais. Les effets du code et du principe peuvent néanmoins être considérablement atténués puisque l'engagement prévoit qu'il "ne doit cependant pas porter atteinte au droit de Transgás SA de décharger, de stocker et de regazéifier dans le terminal les quantités de GNL dont Transgás a besoin pour respecter ses accords de fourniture de GNL en vigueur à cette date, pour toute la durée des accords (y compris pour toute prorogation éventuelle desdits accords)" (445). Cela peut avoir comme effet d'empêcher l'application de ce principe à la plus grande partie de la capacité utilisée dans le terminal ([...]* milliards de m3, correspondant aux accords de fourniture de GNL de Transgás déjà en vigueur, sur une capacité totale de 5,2 milliards de m3).

775. L'engagement n'oblige pas, par ailleurs, les parties à obtenir l'approbation du régulateur concernant le code. ERSE ne pourra que formuler des remarques sur le code sans être en mesure d'en contester le contenu.

776. Pour finir, ce code entrera en vigueur "entre le moment où la législation portugaise mettant en application la directive CE concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel entrera en vigueur et la date de la clotûre [de la vente à REN]" (446). La loi "mettant en application la directive CE" peut n'entrer en vigueur qu'en 2007. Les acteurs du marché ont cependant insisté sur la nécessité de mettre en place un code dès que possible et, en tout état de cause, bien avant le début de la libéralisation du marché du gaz au Portugal, étant donné que les infrastructures de transport doivent être réservées longtemps à l'avance.

777. Les engagements proposés le 17 novembre 2004 prévoient toujours la conclusion d'un accord spécifique entre les parties et REN offrant aux parties des services nouveaux, comme des services de modulation. La consultation des acteurs du marché à propos du premier paquet de mesures correctives a montré que la conclusion d'un tel accord spécifique avec REN avant le transfert du terminal pourrait conférer aux parties des avantages supplémentaires par comparaison avec les conditions d'accès applicables aux tiers. La Commission fait en outre remarquer que la disposition du paragraphe 6, point c), des engagements d'ENI relatifs à la possibilité de construire un troisième réservoir de stockage de GNL dans l'enceinte du terminal est elle aussi pour le moins ambiguë. La disposition peut être interprétée comme permettant aux parties de conserver des droits spéciaux concernant une capacité de stockage supplémentaire dans le terminal de Sinès.

Installation de stockage souterrain de Carriço (ENI. III)

778. S'agissant du transfert à REN de l'installation de stockage souterrain de Carriço, le paquet de mesures du 17 novembre 2004 apporte des améliorations similaires à celles apportées concernant le terminal GNL, notamment eu égard au calendrier de la vente et aux conditions y relatives.

779. Des questions importantes restent toutefois sans réponse.

780. De même que pour le terminal GNL de Sinès, le régulateur pourra présenter des Observations (447) mais ne pourra en aucun cas s'opposer au code provisoire en matière de stockage. Ce code n'énonce aucun principe d'obligation d'utilisation sous peine de perte définitive.

Les parties se sont engagées à n'appliquer le code que "entre le moment où la législation portugaise mettant en application la directive CE concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel entrera en vigueur et la date de la clôture [de la vente à REN]" (448). Il est donc possible que le code soit appliqué trop tard.

781. L'engagement n'apporte aucune garantie aux tiers quant à la capacité de stockage opérationnelle. Il prévoit en revanche que "Transgás SA doit également avoir le droit d'utiliser une partie de la capacité de stockage opérationnelle qui doit être proportionnelle à la capacité (449) de stockage stratégique sur laquelle elle s'est engagée (450)". Trangás étant la seule compagnie garantissant à ce jour la capacité de stockage stratégique et étant susceptible de le rester ou, tout du moins, de demeurer de loin la plus importante société assurant un stockage stratégique dans le futur, l'engagement, établissant un rapport de proportionnalité entre la capacité de stockage stratégique et la capacité de stockage opérationnelle, garantit que les parties pourront utiliser la plus grande partie - si ce n'est la totalité - de la capacité opérationnelle de stockage souterrain. Sur ce point, il convient de noter que, contrairement à la mesure corrective relative au terminal GNL, les parties ne se sont pas engagées à ne pas réserver de capacité supplémentaire dans l'installation de stockage avant le transfert à REN.

Vente anticipée du réseau à REN et garanties pour l'accès au réseau dans l'attente de la vente du réseau à REN (ENI.IV & V)

782. Dans le paquet du 17 novembre 2004, les parties se sont engagées à vendre le réseau gazier à haute pression à REN d'ici une date déterminée (le 31 décembre 2005), éventuellement plus tôt que ce qui a été prévu dans l'opération notifiée (jusqu'à dix-neuf mois et demi plus tôt).

783. Pour ce qui concerne le code relatif à l'accès au réseau, le paquet de mesures du 17 novembre 2004 prévoit que le régulateur peut formuler des remarques. Il n'en reste pas moins qu'ERSE ne pourra s'opposer au contenu ni le modifier (451). Gazoduc Campo Maior/Extremadura (engagements ENI.VI - IX)

784. Les engagements relatifs à l'importation de gaz via le gazoduc Extremadura et le point d'entrée au Portugal (Campo Maior) sont très similaires à ceux proposés le 28 octobre 2004. Les principales modifications sont les suivantes :

785. l'engagement des parties de ne pas réserver de capacité supplémentaire s'applique pour une période de cinq ans à compter de la date de la décision. Dans le paquet du 28 octobre 2004, il s'applique "jusque 36 mois après l'adoption des règles ATR pour l'accès aux infrastructures de transport au Portugal" (452). Le fait de fixer une date est considéré comme une avancée. Il n'est cependant pas possible de déterminer clairement lequel de ces deux libellés aboutit à la date la plus proche, en fonction de la date à laquelle les règles ATR seront adoptées au Portugal. En tout état de cause, cet engagement ne s'applique pas à Union Fenosa Gas ni à Naturcorp, qui peuvent donc diminuer artificiellement la capacité disponible pour les tiers.

786. Les parties s'engagent également (ENI.IX) à mettre au besoin 400 millions de m3 par an à la disposition des tiers à Campo Maior et/ou sur le gazoduc "Extremadura", dans des conditions bien déterminées et pour une période de temps limitée. Plus précisément, en vertu de cet engagement, une capacité supplémentaire (en plus des [300-350]* millions de m3 par an promis à Campo Maior) pouvant atteindre 400 millions de m3 pourrait être fournie aux tiers sur le gazoduc Espagne-Portugal si les conditions suivantes étaient réunies : i) le tiers a présenté une demande ferme et en bonne et due forme à Transgás, REN ou Enagás pour cette capacité; ii) il n'y a pas de capacité disponible sur le gazoduc tout entier (compte tenu des capacités dont dispose Enagás); iii) deux ans se sont écoulés depuis la première demande sans que le tiers ait obtenu la capacité demandée; iv) le tiers a adressé à Transgás sa demande définitive en vue d'obtenir la capacité manquante dans les cinq ans qui ont suivi la date de la décision; v) la demande du tiers est une demande ferme et à long terme. Dans ce cas, la capacité manquante, qui peut atteindre 400 millions de m3 par an, sera mise à disposition pour une période de trois ans. En vertu de l'engagement, les parties peuvent obtenir à la place une quantité équivalente dans le terminal de Sinès.

787. Premièrement, toutes ces conditions font peser un doute sérieux quant à la possibilité réelle qu'a un tiers d'accéder à cette capacité supplémentaire dans un délai raisonnable d'un point de vue économique. En particulier, il faudra que le tiers ne soit pas en mesure d'importer de gaz pendant deux ans avant de pouvoir demander une capacité supplémentaire à Transgás.

788. Deuxièmement, ces conditions excluent l'allocation de capacités pour des importations à court terme. Elles ne permettent donc pas l'importation au Portugal de quantités de gaz qui se trouveraient être disponibles en Espagne.

789. Troisièmement, la demande des tiers doit être contraignante, ferme et porter sur le long terme. Quoi qu'il en soit, si le tiers parvient finalement à obtenir une capacité supplémentaire sur le gazoduc pour couvrir ces besoins à long terme, cette capacité ne sera offerte que pour une période de trois ans. Cela semble beaucoup trop bref pour couvrir les besoins d'importation à long terme (les contrats de fourniture de gaz à long terme sont en général conclus pour des durées de 10 à 20 ans).

790. Quatrièmement, indépendamment de ce qui précède, il est possible que cet engagement n'ait pas pour effet d'accroître la capacité globalement disponible pour l'importation de gaz au Portugal par des tiers étant donné que les parties ont la possibilité de compenser l'allocation de cette capacité supplémentaire à des tiers en diminuant la capacité disponible pour les tiers au terminal GNL de Sinès. Qui plus est, à partir du moment où la capacité de [300-350]* millions de m3 par an n'est pas garantie sur le gazoduc Extremadura, il est en fait possible que les 400 millions de m3 par an proposés soient la quantité maximale de gaz pouvant être importée au Portugal. Les acteurs du marché consultés ont clairement fait savoir qu'ils considéraient cette quantité comme loin d'être suffisante.

791. Enfin, les parties utilisent l'expression "programme de cession du gaz" pour exprimer la possibilité de mettre cette capacité supplémentaire à disposition en rendant disponible un volume de gaz équivalent à la frontière portugaise. Mais cette mesure laisse aux parties la liberté de libérer ou non une capacité ou du gaz suite à une requête. Les deux solutions sont loin de se valoir d'un point de vue stratégique et il est possible que les parties appliquent l'une ou l'autre au détriment d'un concurrent. Si le concurrent a déjà conclu un contrat portant sur des volumes importants de gaz, les parties peuvent très bien opter pour la solution dite de la "cession de gaz". Cela contraindrait leurs concurrents à acheter du gaz aux parties alors qu'ils ont uniquement besoin d'une capacité libre pour importer le leur.

792. À la lumière de ce qui précède, les modifications introduites dans les derniers engagements relatifs au point d'entrée de

Campo Maior et au gazoduc "Extremadura" ne règlent pas les principaux problèmes mis en lumière par les acteurs du marché et la Commission après le paquet de mesures précédent. Plus particulièrement, la capacité mise à disposition à Campo Maior est bien trop faible ([10-20]* % de la capacité du gazoduc); il n'est pas garanti que les concurrents auront accès à une capacité suffisante dans la partie amont du gazoduc (Extremadura) pour acheminer du gaz jusque Campo Maior; l'engagement de ne pas réserver de capacité supplémentaire est très limité dans le temps en comparaison de la durée des contrats gaziers et les parties peuvent le contourner en utilisant leurs filiales espagnoles Naturcorp et Union Fenosa Gas.

793. La Commission est arrivée à la conclusion que la proposition des parties du 17 novembre 2004 (engagements ENI. II - IX) ne garantit pas que des tiers puissent importer des quantités suffisantes de gaz naturel au Portugal dans un avenir prévisible et a donc un effet bénéfique très limité, si tant est qu'elle en ait un, sur les marchés portugais du gaz naturel et de l'électricité.

Diminution de la participation d'EDP dans REN de 30 % à 5 % (engagement EDP.1)

794. Outre le premier paquet de mesures, la consultation des acteurs de marché a clairement montré que, en plus de diminuer sa participation dans REN, EDP devrait s'engager à ne pas détenir de droits de vote spéciaux, ni à désigner de membres au conseil d'administration de REN.

795. Le paquet de mesures du 17 novembre 2004 ne prévoit pas de tels engagements. EDP s'engage Uniquement (453) à ne pas désigner de représentant au conseil d'administration de REN, ni à exercer de droits de vote tant que la participation de 25 % dans REN n'a pas été cédée.

Conclusion concernant les engagements relatifs aux infrastructures et aux droits de transport ((ENI.II-IX, EDP.1)

796. Au vu de tous les éléments décrits plus haut concernant les engagements ENI. II - IX et EDP.1, la Commission est donc arrivée à la conclusion que, même si le transfert de ces infrastructures et de certains droits de transport à REN est une bonne chose, de nombreuses questions demeurent, si bien que ces engagements ne pourront pas être réellement efficaces ni permettre l'arrivée de nouveaux concurrents apportant des volumes de gaz suffisants en temps voulu. C'est pourquoi la Commission est d'avis que ces engagements ne contribueront que de manière très limitée à accroître la concurrence sur le marché portugais du gaz naturel et de l'électricité, pour autant qu'ils aient un tel effet.

Capacité d'EDP de contrôler les prix du gaz et d'augmenter les coûts de ses concurrents, et son intérêt à le faire, faisant ainsi obstacle à ses concurrents réels et potentiels et décourageant l'entrée sur le marché.

797. i) Étant donné la conclusion énoncée plus haut de la Commission concernant la vente d'infrastructures et de droits liés à la capacité et ii) sachant que les parties n'ont pas proposé de mesures correctives supplémentaires pour résoudre

ce problème, la Commission arrive à la même conclusion que celle relative aux engagements du 28 octobre 2004. La Commission considère qu'en dépit des mesures proposées le 17 novembre 2004, EDP pourra et aura intérêt à contrôler les prix du gaz et à augmenter les coûts de ses concurrents, faisant ainsi obstacle à ses concurrents réels ou potentiels et les dissuadant d'entrer sur le marché. Il s'ensuit que la position dominante d'EDP sur le marché de gros de l'électricité sera encore renforcée.

Capacité d'EDP de gérer les contraintes dans la fourniture de gaz aux centrales TGCC au détriment des centrales TGCC concurrentes.

798.

i) Étant donné la conclusion de la Commission, énoncée plus haut, concernant la vente d'infrastructures et de droits liés à la capacité et ii) sachant que les parties n'ont pas proposé de mesures correctives supplémentaires pour résoudre ce problème, la Commission aboutit à la même conclusion que celle relative aux engagements du 28 octobre 2004. La Commission considère qu'en dépit des mesures proposées le 17 novembre 2004, EDP pourra et sera incitée à gérer les contraintes dans la fourniture de gaz aux centrales TGCC au détriment des centrales TGCC concurrentes.

Accès d'EDP à des informations confidentielles concernant les coûts supportés par ses concurrents et les nominations journalières de gaz , qui lui confère un avantage significatif

799. L'engagement proposé par les parties consiste uniquement à ériger des "murailles de Chine". Les acteurs du marché consultés sur les engagements du 28 octobre 2004 ont clairement fait savoir qu'une telle mesure ne permet pas, en l'espèce, d'empêcher absolument les transferts d'informations entre GDP et EDP.

800. C'est pourquoi la Commission estime que, malgré les mesures correctives proposées le 17 novembre 2004, EDP sera en mesure d'accéder à des informations confidentielles concernant les coûts et les nominations journalières de gaz de ses concurrents, ce qui aura pour effet de renforcer davantage sa position dominante sur le marché.

Conclusion

801. Pour les raisons énoncées plus haut (paragraphes 768 à 800), prises ensemble ou séparément, la Commission est parvenue à la conclusion que, par suite des effets verticaux de la fusion proposée et en dépit des mesures correctives proposées le 17 novembre 2004, la position dominante d'EDP sur le marché de gros de l'électricité sera renforcée, ce qui aura pour conséquence d'entraver considérablement la concurrence sur une partie importante du marché commun.

2. Marché des services auxiliaires

802. Aucune mesure corrective supplémentaire ou modifiée n'a été proposée pour résoudre les problèmes soulevés par la Commission concernant le marché des services auxiliaires.

803. Les engagements EDP.2 (vente des parts d'EDP dans Tejo Energia), EDP.3 (moratoire), EDP.4 (location d'une partie de TER) et EDP.5 (suspension des droits de vote dans Turbogás) sont les seuls à avoir un rapport direct avec la production d'électricité mais, ainsi que cela a été expliqué plus haut, ils ne permettent pas de garantir avec suffisamment de certitude que les concurrents construiront de nouvelles capacités de production d'électricité au Portugal dans un futur proche.

804. Qui plus est, les acteurs du marché interrogés à propos du premier paquet de mesures ont souligné que la location de TER, telle qu'elle est proposée par les parties, ne permettait pas au preneur de participer au marché des services auxiliaires. En effet, ce marché nécessite une adaptation en temps réel, ou presque, de la production de la centrale pour assurer l'équilibre du réseau électrique. Pour ce faire, il faut que la centrale fonctionne; cela est par ailleurs incompatible avec la nomination à l'avance de l'électricité (éventuellement des nominations journalières) qui est prévue dans les mesures correctives proposées. Indépendamment de ce qui précède, la location de TER peut prendre fin avant que de nouvelles capacités de production soient construites au Portugal, ce qui supprimerait toute concurrence à EDP sur le marché des services auxiliaires.

805. Les mesures correctives proposées le 17 novembre 2004 ne garantissent donc pas que de nouveaux concurrents entreront sur le marché des services auxiliaires et compenseront ainsi la disparition de GDP. Elles n'atténuent donc pas le renforcement de la position dominante d'EDP sur le marché des services auxiliaires résultant de la fusion proposée.

3. Offre d'électricité au détail

806. Concernant l'offre d'électricité au détail, la Commission a constaté que la fusion i) ferait disparaître GDP en tant que concurrent sérieux et ii) érigerait de nouvelles barrières à l'entrée, étant donné que les nouveaux arrivants devraient s'implanter à la fois sur le marché de détail du gaz et sur le marché de détail de l'électricité.

807. De même que dans le paquet du 28 octobre 2004, la seule mesure corrective qui a un rapport direct avec la fourniture d'électricité au détail est l'engagement ENI.XIII (identique à l'engagement J du 28 octobre 2004) : "Engagement de ne pas faire d'offres doubles de fourniture de gaz naturel et d'électricité aux clients du marché de détail tant que le marché de fourniture de gaz naturel à ces catégories de clients n'aura pas été libéralisé". Tout d'abord, le sens de cette mesure n'est pas clair puisque, après la fusion, l'entité issue de la fusion approvisionnera les clients aussi bien en gaz qu'en électricité. Ensuite, les parties ne s'engageraient que pendant une durée limitée puisque l'engagement prendrait fin à compter de l'ouverture légale du marché du gaz.

808. Dans tous les cas, cette mesure (ENI. XIII) ne permet pas en elle-même de garantir ou de stimuler fortement l'arrivée de nouveaux concurrents pour compenser la disparition d'EDP.

809. La Commission a néanmoins cherché à savoir si d'autres mesures correctives pouvaient, de manière indirecte, avoir une incidence positive sur le marché de détail de l'électricité.

810. En premier lieu, elle s'est attachée à déterminer si la cession de Setgás pouvait servir de base pour la vente au détail d'électricité par l'acquéreur. Cependant, la vente de cette ELD n'offre qu'une base de clientèle très limitée; en effet, Setgás ne représente que [10-20]* % de la clientèle du marché gazier de détail et [0-10]* % des ventes de gaz au détail en 2003. Cette base de clientèle est bien plus réduite que celle sur laquelle GDP aurait pu compter pour pénétrer le marché de l'électricité en l'absence d'une fusion.

811. En second lieu, elle a également considéré que les nouveaux détaillants d'électricité pourraient être issus d'entreprises nouvellement implantées sur le marché de la production d'électricité (marché de gros). Quoi qu'il en soit, l'enquête de la Commission a montré qu'il était très peu probable que de nouvelles centrales TGCC soient mises en service avant 2008 au Portugal, et peut-être même entre 2008 et 2010. Ainsi que cela est expliqué plus haut, les mesures correctives proposées par les parties ne garantissent pas de façon suffisamment certaine que de nouvelles centrales TGCC seront construites d'ici là. La location de TER, étant donné sa durée et son champ très limités, n'est pas un élément sur lequel on peut s'appuyer pour se lancer avec succès sur le marché de détail.

812. En conséquence, les mesures correctives proposées ne garantissent pas que de nouveaux concurrents s'implanteront réellement sur le marché portugais de la fourniture d'électricité au détail à temps pour compenser la perte de la concurrence de GDP dans le futur. Elles n'empêchent pas non plus l'érection de barrières à l'entrée après l'opération. En conséquence, la Commission est arrivée à la conclusion que, malgré les mesures correctives proposées, l'opération projetée conduirait au renforcement de la position dominante d'EDP sur le marché de l'offre d'électricité au détail.

B. Marchés du gaz naturel

1. Fourniture de gaz aux producteurs d'électricité

813. Les mesures proposées n'introduisent pas de changement radical en ce qui concerne en particulier la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité, bien que des changements relativement mineurs aient été introduits dans la plupart des engagements examinés ci-dessous.

814. Premièrement, s'agissant des besoins à court terme de TER et des centrales mixtes d'EDP (engagement ENI.X, qui reformule l'engagement G du premier paquet de mesures), la consultation relative au premier paquet de mesures a déjà montré que la suppression du droit de premier refus de GDP (engagement G) ne remet pas en cause les avantages que présentera pour EDP, après la concentration, l'achat de gaz auprès de GDP plutôt qu'auprès de fournisseurs indépendants. En conséquence, l'effet anticoncurrentiel de la concentration ne sera pas évité.

815. Deuxièmement, en ce qui concerne les besoins à court terme de Turbogás, l'engagement d'EDP de suspendre certains droits de vote dans Turbogás et, ce qui est nouveau, de désigner un "mandataire administrateur" en lieu et place des membres du conseil d'administration d'EDP (engagement EDP.5, modifiant l'engagement P) ne semble pas suffisant pour éliminer l'effet d'accaparement de la clientèle de la concentration proposée.

816. En effet, EDP conservera sans doute la faculté de peser considérablement sur les décisions de Turbogás étant donné que i) EDP ne suspendrait ses droits de vote qu'en ce qui concerne les achats de gaz naturel et les nouveaux investissements, mais continuerait à prendre part au vote sur d'autres questions importantes et conserverait donc un certain pouvoir de négociation en ce qui concerne le choix du fournisseur de gaz; ii) les droits de vote ne seraient suspendus que pour une période limitée à trois ans et iii) EDP se réserve le droit de donner des instructions au mandataire administrateur "lorsque cela est nécessaire pour éviter une diminution de la valeur de la participation d'EDP", cette clause pouvant être interprétée de manière très large et pouvant ne pas être pleinement contrebalancée par la possibilité qu'a la Commission de donner des ordres au mandataire administrateur afin de garantir le respect des conditions et obligations liées à sa décision (454).

817. S'agissant de la suspension des droits de vote d'EDP dans Turbogás, outre les problèmes déjà mentionnés concernant l'efficacité de cette mesure, il est fait remarqué une fois de plus qu'il n'existe pas d'allégation selon laquelle cette société aurait des projets de construction d'une nouvelle centrale TGCC au Portugal dans le futur.

818. Troisièmement, s'agissant des engagements d'EDP et d'ENI concernant les infrastructures, il existe des doutes quant à leur pleine efficacité, ainsi que cela a été souligné. De toute façon, même si ces mesures étaient pleinement efficaces, il faut préciser qu'elles ne s'attaqueraient que de manière très indirecte au problème de concurrence en question, puisqu'elles ne permettent pas en elles-mêmes de créer une nouvelle demande en garantissant la construction de centrales TGCC par des opérateurs concurrents. L'évaluation de ces mesures correctives ne modifie donc pas la conclusion selon laquelle l'ensemble des mesures proposées par les parties ne suffit pas pour obvier au renforcement d'une position dominante sur le marché de la fourniture de gaz naturel aux producteurs d'électricité.

819. Quatrièmement, la capacité du preneur proposé pour la location d'une unité de TER de répondre à ses besoins à court terme supplémentaires en s'adressant à des tiers (voir l'engagement EDP 4) n'a qu'un effet très limité puisqu'il concerne uniquement l'une des trois unités TER.

820. Cinquièmement, concernant la vente de la participation d'EDP dans Tejo Energia (engagement EDP.2 relatif à l'engagement O), la Commission admet que cela supprimerait l'un des obstacles à la mise sur pied d'un éventuel projet de construction d'une nouvelle centrale TGCC par cette société. Il convient de noter toutefois qu'indépendamment de l'obstacle que représentent les intérêts d'EDP, les autres actionnaires de Tejo Energia ne sont pas parvenus à un accord sur la construction d'une nouvelle centrale TGCC et il existe encore un grand nombre d'incertitudes sur ce point (455).

821. Sixièmement, le moratoire relatif à la construction de nouvelles centrales TGCC par EDP (engagement EDP.3, dérivé de l'engagement M) pourrait n'avoir qu'une efficacité limitée pour ce qui est de stimuler une nouvelle demande qui concurrencerait EDP, puisque le moratoire prendra très probablement fin à l'issue d'une période très courte en raison de l'application de sa clause de révision. Le moratoire proposé, dans les conditions proposées, ne constituera donc, dans le meilleur des cas, qu'une faible incitation supplémentaire à construire des centrales à gaz au Portugal et, dans les conditions proposées par les parties, cette mesure ne stimulera pas véritablement ni sensiblement le développement de nouveaux projets. Les raisons en sont expliquées plus haut.

822. Ces considérations amènent à conclure que les mesures correctives proposées n'empêcheront pas, ni ne contrebalanceront suffisamment le verrouillage de la demande actuelle de gaz résultant de la fusion.

2. Fourniture de gaz aux ELD

823. En ce qui concerne ce marché, les parties ont remplacé l'engagement J du premier ensemble d'engagements par l'engagement ENI. XIV, qui prévoit la vente de l'ELD portugaise Setgás dans un délai de 18 mois (au lieu d'une vente hypothétique d'entreprises locales de fourniture de gaz non déterminées à une date ultérieure). Quoi qu'il en soit, le nouvel engagement est lui aussi insuffisant pour résoudre le problème de concurrence que l'opération proposée fait naître sur ce marché.

824. Ainsi que cela est indiqué plus haut (voir paragraphe 726), les acteurs du marché interrogés dans le cadre de la consultation de la Commission portant sur le premier paquet de mesures ont fait valoir que la vente devrait porter au grand minimum sur l'équivalent de Portgás en termes de volume et de clientèle. La Commission est du même avis. Le verrouillage quasi complet du marché de la fourniture de gaz naturel aux ELD ne peut être évité en vendant une entreprise comme Setgás qui est bien plus petite que l'entreprise qui, associée aux entreprises du portefeuille de GDP, est à l'origine de cet effet de verrouillage. Comme le montre le tableau ci-dessous, la taille de Setgás est inférieure de [...]* par rapport à celle de Portgás pour ce qui est du volume des ventes (456).

825. Le tableau montre également clairement que même si la vente projetée de Beiragás et de Tagusgás à Iberdrola devait être prise en compte (ce qui n'est pas le cas, puisque cette vente est hypothétique et n'est pas proposée comme mesure corrective par les parties), la part globale des trois plus petites ELD portugaises resterait bien inférieure à la part de Portgás (de [60-70]* % en termes de volume des ventes).

826. La cession de Setgás (engagement ENI. XIV) n'apporte donc pas de solution satisfaisante au problème de concurrence résultant du renforcement de la position dominante de GDP sur le marché de la fourniture de gaz naturel aux ELD.

827. La prise en compte des engagements proposés concernant les infrastructures gazières, examinés plus haut, ne modifie pas cette analyse. Outre les doutes concernant leur efficacité, il convient de noter que ces engagements, tout en offrant des possibilités de faciliter l'entrée sur le marché, ne suppriment ni ne compensent le verrouillage de la demande des ELD. Qui plus est, ils ne peuvent réellement ni notablement faciliter l'entrée sur ce marché puisque ce dernier sera, dans une large mesure, fermé à la concurrence, et que la nouvelle demande découlant de l'entrée de nouveaux arrivants sera faible en raison du nombre limité de clients qui changeront de fournisseurs parmi les clients des ELD.

3. Fourniture de gaz aux gros clients industriels

828. Les engagements proposés pour remédier aux problèmes de concurrence sur le marché de la fourniture de gaz naturel aux GCI ne diffèrent pas fondamentalement des mesures proposées dans le premier ensemble d'engagements. Il est donc utile de rappeler qu'un nombre important de participants au marché a soutenu que le premier ensemble d'engagements ne résolvait pas complètement le problème de concurrence soulevé par l'opération proposée. Notamment :

i) l'interdiction de ventes doubles tant que les deux marchés, celui de l'électricité et celui du gaz, ne sont pas libéralisés pour une certaine catégorie de clients a été considérée à la fois comme évidente et comme insuffisante (engagement ENI. XIII, qui correspond pour l'essentiel à l'engagement K);

ii) les mesures relatives aux infrastructures, dans la mesure où elles ont été jugées (potentiellement) efficaces, ont été considérées comme insuffisantes par de nombreux acteurs du marché (engagements actuels ENI II-IX et EDP.1; les changements seront examinés plus loin);

iii) l'engagement selon lequel la (simple) "possibilité" de renouveler leur contrat d'approvisionnement en gaz naturel sera offerte aux GCI dont le contrat de fourniture de gaz expire entre l'approbation de la concentration proposée et la libéralisation du marché a également été jugé insatisfaisant (engagement ENI. XII actuel, inchangé).

829. En revanche, certains participants au marché ont émis l'idée qu'il faudrait diminuer la part de marché de GDP (par exemple, par le biais de programmes pluriannuels de cession de gaz mettant aux enchères des volumes importants de gaz). Une telle opération de cession de gaz n'a pas été proposée par les parties, puisque la cession de gaz allant jusqu'à 400 millions de m3 soumise à des conditions et à des réserves, en application de l'engagement ENI. IX, qui sera étudié plus bas, diffère radicalement par sa portée et sa nature.

830. Le tableau ci-dessous montre parfaitement l'absence de neutralisation véritable de la disparition de Portgás en tant que fournisseur possible des GCI : il indique que Setgás a bien moins de chances d'être concurrentiel en ce qui concerne les ventes aux GCI. Il est clair que les ELD (ou les entreprises de fourniture issues de leur séparation) sont particulièrement bien placées pour entrer en concurrence, après l'ouverture des marchés, pour la vente aux GCI situés dans leur zone de distribution, notamment si ces GCI sont approvisionnés non pas par le réseau de transport à haute pression, mais par l'un des réseaux de distribution des ELD. Le tableau montre que Portgás a beaucoup plus de chances de disputer cette clientèle que Setgás. (457)

Gros clients industriels (>2Mm3) approvisionnés via les réseaux de distribution des ELD

831. Il faut toutefois noter que, pour établir cette comparaison des potentiels de Portgás et de Setgás, il n'a même pas été tenu compte de la concurrence qu'aurait pu exercer EDP pour capter des GCI même si elle n'avait pas acheté Portgás.

832. Selon la Commission, on pourrait généralement s'attendre à ce que les mesures proposées par les parties concernant les infrastructures gazières - à condition qu'elles soient efficaces - encouragent dans une certaine mesure l'entrée de nouvelles entreprises sur le marché de l'approvisionnement des GCI au Portugal. La Commission admet par ailleurs que le deuxième paquet de mesures comporte un certain nombre d'améliorations par rapport au premier, en particulier en ce qui concerne le calendrier des cessions et les codes d'accès provisoires. Il n'en reste pas moins que des doutes subsistent quant au degré d'efficacité des mesures proposées. Outre l'examen plus approfondi de ces incertitudes (voir plus haut), on peut notamment mentionner à cet égard les facteurs suivants :

i) l'exclusion délibérée des entreprises communes des parties espagnoles, Unión Fenósa Gas et Naturcorp, qui pourrait avoir comme conséquence la réservation de la capacité disponible avant qu'elle soit mise à la disposition des tiers; (458)

ii) l'incertitude résultant du fait qu'ERSE n'est pas obligé d'approuver les codes provisoires en matière d'accès et du fait que la date effective de début d'application de ces codes est peut- être trop tardive pour permettre aux tiers de se préparer et de planifier à temps leur entrée sur les marchés gaziers portugais;

iii) le droit des parties de réserver sur une longue période des volumes importants sur la capacité stratégique et surtout opérationnelle disponible sans que la capacité qui pourrait être réservée par des tiers à des fins de stockage soit clairement définie et l'absence d'engagement énonçant un principe d'obligation d'utilisation sous peine de perte définitive de la capacité de stockage opérationnelle réservée aux parties;

iv) la portée réduite de la possibilité d'allouer une capacité supplémentaire de 400 Mm3 à des tiers au point d'entrée de Campo Maior étant donné, tout d'abord, qu'il faut qu'un délai de deux ans se soit écoulé sans augmentation de la capacité du gazoduc pour pouvoir offrir une capacité aux tiers et, ensuite, que la capacité du gazoduc peut être mise à disposition au détriment de la capacité du terminal GNL, ce qui revient à ne pas augmenter la capacité totale offerte aux tiers (459);

vi) les droits spéciaux que les parties conservent relativement au maintien d'une participation minoritaire dans la société exploitant le terminal de Sinès et à la possibilité de construire un troisième réservoir de stockage du GNL, ces deux éléments étant susceptibles de donner aux parties des avantages supplémentaires et de décourager l'entrée sur le marché.

833. Pour ces raisons, des doutes importants demeurent quant à savoir si l'effet combiné de ces mesures suffira pour compenser la disparition d'EDP en tant que principal concurrent potentiel (460). À cet égard, la Commission observe que la consultation des acteurs du marché a confirmé que le nombre d'entreprises susceptibles d'entrer sur le marché portugais de la fourniture de gaz aux GCI est plutôt faible et que l'élimination de l'un des entrants potentiels les mieux placés renforce donc considérablement la position dominante de GDP. Partant, les mesures proposées par les parties n'empêcheront pas le renforcement de la position dominante de GDP sur le marché de la fourniture de gaz naturel aux GCI par suite de la fusion.

4. Autre définition du marché : un grand marché de gros

834. Dans la partie de la décision relative à l'appréciation de l'opération sous l'angle de la concurrence, la Commission a montré que, même en prenant en considération un marché de gros plus étendu (comprenant la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité, les ELD et les GCI), la concentration notifiée verrouillerait une partie très importante de la demande de gaz ouverte à la concurrence. Elle a montré en particulier que la demande ainsi verrouillée aurait correspondu aux besoins à court terme des centrales électriques à gaz d'EDP, aux besoins à court terme de Turbogás et à la consommation de gaz du cogénérateur d'EDP.

835. Sur ce point, il faut souligner que les mesures proposées, comme cela a déjà été expliqué en ce qui concerne aussi bien le premier que le deuxième paquet de mesures, ne permettent pas d'éviter le verrouillage de la demande d'EDP pour ses centrales à gaz et de Turbogás, ni le verrouillage de la demande des ELD. Qui plus est, aucune mesure n'ayant été proposée pour éviter le verrouillage de la demande du cogénérateur d'EDP, les parties renforceront leur position dominante sur le marché de l'approvisionnement des GCI, comme cela a été montré. Les mesures correctives proposées sont donc également insuffisantes pour mettre fin aux inquiétudes concernant la constitution possible d'un grand marché de gros.

5. Fourniture de gaz aux petits clients

836. Pour rappel, les acteurs du marché interrogés dans le cadre de la consultation de la Commission ont jugé clairement insuffisant le premier paquet de mesures correctives proposé par les parties eu égard aux problèmes de concurrence que la concentration projetée créé sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients. Ils ont en effet estimé que les mesures correctives ne permettaient pas de compenser la disparition, lourde de conséquences, de GDP en tant que concurrent potentiel. Les raisons suivantes, avancées par les acteurs du marché, s'appliquent également au deuxième paquet de mesures proposées :

i) la diminution (modérée) de la part de marché proposée (461) ne compense pas complètement la disparition de Portgás en tant que concurrent potentiel ni la concurrence nouvelle qu'aurait éventuellement exercé EDP, même en l'absence d'une prise de contrôle conjoint dans Portgás;

ii) l'engagement de ne pas faire d'offres doubles de fourniture de combustible aux clients des marchés qui ne sont pas encore libéralisés a été jugé nécessaire mais tout à fait insuffisant.

837. Selon les acteurs du marché, il est nécessaire de procéder à des ventes d'ELD dépassant le cadre de la vente de Portgás ou de mettre en place un programme de cession de gaz destiné à encourager et à faciliter l'entrée de nouveaux arrivants, qui pourrait être inspiré du programme mis en œuvre en Espagne lors de l'ouverture du marché espagnol à la concurrence.

838. La Commission partage les préoccupations des tiers exposées ci-dessus, qui s'appliquent également au deuxième train d'engagements. Elle aimerait en outre mettre à nouveau l'accent sur les éléments suivants :

i) le résultat de l'étude de marché a montré clairement, encore une fois, qu'EDP est l'un des très rares nouveaux arrivants potentiels et, de ce fait, le plus crédible et le mieux placé pour s'installer sur ce marché (ou, si une définition régionale du marché était adoptée) sur ces marchés. Cela met en exergue la nécessité de mesures correctives énergiques en vue de protéger la clientèle portugaise des effets néfastes que la concentration proposée aurait sinon pour eux;

ii) les mesures proposées par les parties n'apportent pas de réponse satisfaisante au problème de la neutralisation nécessaire de la disparition d'EDP en tant que concurrent potentiel parce qu'elles ne tiennent pas compte, notamment, des conditions qui font qu'EDP est si bien placé pour entrer sur le marché, en particulier du fait qu'EDP a accès à une base de clientèle large et de la force de sa marque auprès des clients portugais.

839. S'agissant des engagements relatifs aux infrastructures, il convient de noter qu'une capacité disponible à l'entrée n'est pas un élément suffisant pour réussir son entrée sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients. En outre, ainsi que cela est indiqué plus haut, il n'est pas certain que les engagements relatifs aux infrastructures soient pleinement efficaces. Pour la même raison, ils n'encouragent pas l'entrée sur le marché portugais de la fourniture de gaz naturel aux petits clients dans la mesure nécessaire pour compenser la disparition d'EDP en tant que concurrent potentiel le mieux placé par rapport à cette clientèle.

840. Dans l'hypothèse où une autre définition serait proposée concernant la délimitation géographique de ce marché (c'est-à-dire locale plutôt que nationale), il est évident que la vente de Setgás ne répondrait pas, loin s'en faut, aux questions que se pose la Commission eu égard à la concurrence dans les autres zones de distribution (telles que Lusitaniagás).

841. Par conséquent, les mesures correctives proposées ne suffisent pas pour supprimer le problème de concurrence lié au renforcement de la position dominante de GDP sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients.

X. MESURES CORRECTIVES PRESENTEES PAR LES PARTIES LE 26 NOVEMBRE 2004

842. À l'issue du délai fixé pour la soumission de mesures correctives (462), le 26 novembre 2004, les parties ont présenté deux documents modifiant (ou s'engageant à modifier) les mesures déjà présentées afin de répondre aux questions soulevées par la Commission. Ces engagements sont résumés ci-dessous, la distinction étant faite entre ceux relatifs au marché de l'électricité et ceux relatifs au marché du gaz, comme l'ont fait les parties.

A. Description des mesures correctives du 26.11.2004

1. Engagements relatifs au marché de l'électricité

Diminution de la participation d'EDP dans REN

843. Outre les engagements précédents de réduire la part d'EDP dans REN de 30 % à 5 %, EDP confirme qu'il ne détiendra aucun droit spécial attaché à cette participation de 5 % dans REN.

Vente de Tejo Energia

844. EDP s'engage à ne mettre aucune condition à la vente de Tejo Energia. Plus particulièrement, aucun prix minimal ne sera stipulé.

Moratoire concernant la construction de nouvelles TGCC

845. EDP s'engage à ne pas construire de nouvelles centrales TGCC au Portugal (hormis le troisième groupe de TER), à compter de la date de la décision et jusqu'au 30 juin 2010. Il peut être mis fin à ce moratoire lorsqu'il s'est écoulé un an à partir du moment où la DGGE a délivré les permis requis pour trois groupes TGCC supplémentaires contrôlés par au moins deux entités indépendantes d'EDP.

Mise en location d'unités TER

846. EDP s'engage à donner en location une partie de la capacité de production de TER correspondant à une unité de TER (392 MW) dans un délai de trois à neuf mois à compter de la date de la décision et jusqu'au 30 juin 2010.

847. EDP s'engage à donner en location une partie de la capacité de production de TER correspondant à une deuxième unité de TER (392 MW) entre le 30 mars 2006 et le 30 juin 2010. Cette seconde opération de location sera repoussée i) aussi longtemps que la construction de la troisième unité d'EDP sera retardée ou ii) si la capacité donnée en location (784 MW) excède 50 % de la capacité de production des centrales thermiques au Portugal disponible pour être vendue sur le marché, quel que soit le volume de production acheté par l'unique acquéreur.

848. EDP s'engage à louer une partie de la capacité de production de TER équivalente à une troisième unité de TER (392 MW), dans l'hypothèse où elle exerce son option d'achat d'une part supplémentaire de 20 % dans Turbogás et de la totalité de la production de Turbogás.

2. Engagements relatifs au marché gazier

849. En ce qui concerne les engagements relatifs au marché gazier, il importe de souligner que les parties ont seulement indiqué qu'elles modifieraient leurs engagements précédents en tenant compte de certaines remarques exprimées de manière informelle par la Commission, sans présenter de texte définitif.

Infrastructures gazières

850. Les parties s'engagent à modifier les engagements II, VII, VIII et IX en précisant que, après le début de la libéralisation et jusqu'au 31 décembre 2010, la capacité cumulée sur laquelle se sont engagées les parties, GDP et les filiales contrôlées conjointement ou exclusivement (y compris Unión Fenosa Gas ou Naturcorp) : i) ne doit pas excéder, à Sinès, la capacité strictement nécessaire pour honorer les contrats en vigueur d'importation de GNL passés par GDP et les entreprises qu'elle contrôle (463) et ii) doit être telle, dans le gazoduc d'importation, qu'une capacité de 0,9 milliard de m3 doit être disponible pour permettre aux concurrents de respecter leurs engagements fermes sur le long terme. Dans l'hypothèse où une vente de gaz serait nécessaire pour pouvoir offrir 0,9 milliard de m3 aux tiers au point d'entrée de Campo Maior, les parties s'accordent à n'appliquer aucune taxe de manutention et donc à appliquer un prix équivalent au coût d'importation CIF à la frontière portugaise supporté par Sonatrach (c'est-à-dire le prix d'achat du gaz et les coûts de transport correspondants).

851. En ce qui concerne l'installation de stockage souterrain de Carriço, les parties s'engagent à modifier l'engagement III en renonçant à tout droit réservé sur la capacité de stockage opérationnel.

852. Les parties indiquent en outre qu'elles pourraient s'engager à mettre en œuvre les codes provisoires en matière d'accès aux infrastructures gazières dès le 1er juillet 2005, à condition qu.y soit introduit tout commentaire reçu entre-temps de la part d'ERSE. ELD

853. Les parties s'engagent à vendre entièrement Setgás et Lusitaniagás.

Résiliation anticipée des contrats d'approvisionnement en gaz

854. Les parties indiquent qu'elles modifieront l'engagement XII de manière à permettre à tous leurs clients, à l'exception des producteurs d'électricité, de mettre fin anticipativement à leurs contrats d'approvisionnement en gaz au moyen d'un préavis (de trois mois si la durée du contrat n'excède pas un an ou de six mois dans le cas de contrats supérieurs à cette durée) et en deux temps.

B. Examen des mesures correctives présentées le 26.11.2004

855. Lors de l'examen du caractère recevable des mesures correctives proposées par les parties le 26 novembre 2004, la Commission doit tenir compte des exigences énoncées dans le règlement (CE) n° 447-98 de la Commission du 1er mars 1998 relatif aux notifications, aux délais et aux auditions prévus par le règlement (CEE) n° 4064-89 du Conseil relatif au contrôle des opérations de concentration entre entreprises (ou "règlement d'application") (464) et dans la communication de la Commission concernant les mesures correctives recevables conformément au règlement (CEE) n°4364-89 du Conseil et au règlement (CE) n° 447-98 de la Commission (ou "communication de la Commission") (465), qui s'appliquent à ce type de présentation hors délai.

856. L'article 18, paragraphe 2, du règlement d'application prévoit que les engagements que les entreprises concernées proposent à la Commission conformément à l'article 8, paragraphe 2, du règlement sur les concentrations et que les parties veulent faire prendre en considération dans une décision fondée sur cet article doivent être communiqués à la Commission dans un délai de trois mois à compter de la date d'engagement de la procédure, mais que la Commission peut, dans des cas exceptionnels, prolonger ce délai.

857. Dans le cas présent, le dernier jour pour la présentation des engagements était le 17 novembre 2004. Le dernier train d'engagements a été présenté par les parties le 26 novembre - c'est-à-dire le jour de la réunion du comité consultatif, soit plus d'une semaine après l'expiration du délai fixé par le règlement d'application.

Bien que l'article 18, paragraphe 2, prévoie que la Commission peut, dans des circonstances exceptionnelles, prolonger ce délai, les parties n'ont pas, avant l'expiration dudit délai, demandé une telle prolongation ni fait valoir de circonstances exceptionnelles pouvant justifier une telle prolongation. Selon la Commission, la nouvelle proposition ne comportait aucun élément que les parties n'auraient pu inclure dans une proposition soumise dans le délai de trois mois.

858. Qui plus est, le paragraphe 43 de la communication de la Commission prévoit que, lorsque les parties modifient les engagements proposés, la Commission ne peut accepter ces engagements modifiés que i) si elle peut établir clairement - sur la base de son appréciation des informations déjà obtenues dans le cadre de l'enquête, notamment des résultats de la consultation antérieure des acteurs du marché et sans avoir recours à une autre consultation du même type - que, une fois mis en œuvre, de tels engagements élimineront les problèmes de concurrence constatés et ii) qu'ils laissent suffisamment de temps pour la consultation des États membres.

859. En conséquence, la Commission a cherché à déterminer si, sans recourir à une autre consultation des acteurs du marché, il était possible de conclure que les mesures proposées en dernier lieu par les parties réglaient complètement, et en levant toute ambiguïté, les problèmes de concurrence constatés au cours de l'enquête.

1. Marchés de l'électricité

Marché de gros de l'électricité - effets horizontaux

860. Dans les engagements présentés le 26 novembre 2004, EDP propose encore de répondre aux préoccupations de la Commission concernant les effets horizontaux de l'opération sur le marché de gros de l'électricité en instaurant un moratoire, en louant TER, en vendant sa participation de 10 % dans Tejo Energia et en suspendant certains de ses droits de vote dans Turbogás.

861. S'agissant de Turbogás, les propositions soumises le 17 novembre 2004 n'ayant pas été modifiées , l'analyse de la Commission reste inchangée sur ce point.

862. Concernant le moratoire sur la construction de nouvelles centrales TGCC, la dernière proposition présentée par EDP est très loin de garantir l'entrée effective de nouvelles entreprises sur le marché portugais avant qu'EDP soit autorisée à construire une nouvelle centrale à gaz. En effet, selon la nouvelle version proposée par EDP, il pourrait être mis fin au moratoire un an après l'octroi des permis pour les trois nouvelles unités TGCC contrôlées par deux entités indépendantes d'EDP. Bien que cette nouvelle proposition mentionne désormais trois, et non deux, unités TGCC supplémentaires, il n'en demeure pas moins que l'engagement ne garantirait pas que des centrales TGCC concurrentes seraient effectivement mises en service sur le marché. Ainsi que cela a déjà été expliqué tout au long des paragraphes précédents (n° 745 à 749), il se peut qu'aucune unité TGCC ne soit construite après la délivrance du permis et, de toute façon, il peut s'écouler plusieurs années avant qu'une telle unité soit mise en service sur le marché. En outre, la question se pose de savoir si l'engagement, tel qu'il est libellé, empêche l'autre partie prenante à la fusion, ENI, de demander un permis, directement ou par l'intermédiaire d'une filiale. Par ailleurs, ce moratoire prendrait fin en juin 2010 en tout état de cause, c'est-à-dire même si aucun autre concurrent n'est entré sur le marché portugais. Enfin, il faut souligner qu'EDP ne serait pas empêché de construire sa troisième unité TER.

863. En ce qui concerne la location de TER, EDP s'engage à louer une capacité équivalente à trois unités de TER d'ici 2010 mais sous plusieurs conditions, de telle manière que les parties pourraient en fait limiter cette location à une seule unité et que, très vraisemblablement, les trois unités de TER ne seraient jamais mises en location pendant la même période.

864. Ainsi, selon l'engagement d'EDP, la location de la deuxième unité de TER (qui a été mise en service il y a très peu de temps) ne débuterait qu'en 2006 au plus tôt et serait retardée si le lancement de la troisième unité était repoussé ou si la capacité donnée en location excédait 50 % de la capacité de production des centrales thermiques au Portugal qui n'est pas achetée par l'unique acquéreur. Il résulte de cette dernière condition que la deuxième unité de TER ne serait pas louée tant que la majorité des AAE ne sont pas résiliés. Étant donné qu'EDP a, en principe, le pouvoir de s'opposer à la résiliation de ses deux AAE (466) (qui représentent le volume le plus important) [...]* (467), EDP serait en mesure d'empêcher, ou du moins de retarder considérablement, la location de la deuxième unité de TER. De la même manière, la location de la troisième unité de TER ne prendrait pas effet tant qu'EDP n'aurait pas exercé son option sur l'achat de la production et des parts de Turbogás, la levée de cette option devant être avalisée par l'autorité compétente en matière de concurrence. Non seulement EDP pourrait décider de ne pas lever cette option, empêchant de ce fait la location de la troisième unité, mais l'autorité nationale de la concurrence pourrait bien s'opposer à cette levée eu égard à la position d'EDP sur le marché. En tout état de cause, en vertu des dispositions contractuelles applicables, EDP serait en mesure de lever cette option [...]*, alors que la location cesserait obligatoirement en 2010. Par conséquent, la location de la troisième unité ne durerait que [...]*.

865. Il convient de souligner également que, selon l'engagement, la location de chaque unité prendrait fin dès qu'un opérateur indépendant commencerait l'exploitation d'une unité du même type. Il est donc peu probable que l'intégralité de la capacité de TER soit louée en même temps. La location prendrait de toute façon fin en 2010, même si aucune entreprise nouvelle n'entrait sur le marché portugais.

866. La version de l'engagement soumise par EDP laisse par ailleurs subsister d'autres doutes importants. La Commission remarque notamment que les critères de sélection du preneur ne garantissent pas qu'il deviendra un concurrent sérieux sur le marché puisqu'il ne sera pas choisi sur le critère de l'absence de liens structurels ou contractuels avec les parties. De la même manière, tout preneur resterait fortement dépendant d'EDP puisque ce dernier continuerait d'exploiter TER et connaîtrait les quantités journalières commercialisées par le preneur.

867. Enfin, s'agissant de la vente de sa participation de 10 % dans Tejo Energia, la Commission salue le fait que l'engagement présenté par EDP ne la soumet plus à la condition d'obtention d'un prix correspondant à une valeur commerciale juste. Quoi qu'il en soit, il est évident qu'un engagement de portée aussi limitée ne permet pas, loin s'en faut, de répondre aux préoccupations de la Commission.

868. Il découle de tous les éléments qui précèdent que, malgré la proposition plus claire d'EDP concernant la vente de sa participation de 10 % dans Tejo Energia, les derniers engagements proposés par les parties n'apportent pas de réponse satisfaisante aux problèmes de concurrence résultant des effets horizontaux de la transaction sur le marché de gros de l'électricité. Il n'est pas du tout certain, notamment, que la location et le moratoire proposés auraient un effet équivalent à celui d'une mesure structurelle permettant l'entrée rapide de nouveaux arrivants sur le marché.

Marché de gros de l'électricité - effets verticaux de la fusion

869. En ce qui concerne l'accès privilégié et préférentiel d'EDP aux infrastructures gazières portugaises, le document présenté le 26 novembre 2004 par les parties n'énonce que des intentions de modifier les engagements précédents dans un certain sens, sans proposer vraiment de version détaillée de ces engagements modifiés. Dans la mesure où ces intentions ne correspondent pas à des engagements formels et où le délai pour la soumission des mesures correctives a expiré, la Commission estime, pour ces seules raisons, que la proposition n'était pas recevable.

870. Toutefois, dans un souci d'exhaustivité, cette proposition est analysée ci-dessous. Dans ce contexte, des doutes sérieux demeurent quant à l'efficacité de telles intentions, qui dépend de la formulation finale du texte.

871. Indépendamment des incertitudes concernant la formulation définitive, les intentions déclarées par certaines parties ne pallient pas les insuffisances déjà constatées relativement aux mesures correctives présentées le 28 octobre et le 17 novembre ou bien même constituent un recul par rapport aux engagements précédents. Par exemple, s'agissant de la nécessité de faire en sorte qu'une capacité suffisante soit disponible pour l'importation de gaz via le gazoduc Espagne/Portugal, il existe des incertitudes importantes quant aux aspects techniques que les parties comptent mettre en œuvre pour garantir l'accès à une capacité suffisante sur le gazoduc d'importation. À cet égard, il convient de noter que les parties ont indiqué, dans leur document du 26 novembre, qu'elles "estiment que l'engagement IX [ENI. IX] proposé répond déjà à la demande de la Commission" (468) et ne proposent pas d'autre engagement clair concernant l'accès au gazoduc d'importation.

872. En ce qui concerne le terminal GNL de Sinès, une note explicative jointe au paquet de mesures du 26 novembre précise que la capacité requise par les parties n'est pas de [...]* milliards de m3/an, comme indiqué tout au long de la procédure, mais de [...]* milliards de m3/an, étant donné que "le facteur d'utilisation requis, qui sera fonction de la souplesse requise par le marché, se situe dans une fourchette de [...]*" (469). Par conséquent, en fonction du taux d'utilisation par les parties, les importations qu'elles réalisent pour honorer leurs contrats actuels limiteront la quantité de gaz qui peut effectivement être importée et vendue aux clients par des concurrents dans les mêmes conditions que celles imposées aux parties à la fusion via le terminal de Sinès à des niveaux allant de moins de [...]* milliards de m3 (taux d'utilisation de [...]*) à [...]* milliards de m3 (taux d'utilisation de [...]*). Il s'avère que ces valeurs sont bien en dessous de celles qui ont été indiquées par les parties à ce jour et qui ont servi de base formelle à la consultation des acteurs du marché.

873. Les éléments fournis par les parties ne garantissent donc pas, avec la certitude voulue à ce stade de la procédure, qu'une capacité suffisante sera offerte aux tiers pour l'importation de gaz au Portugal. Les craintes de la Commission restent donc entières concernant l'accès privilégié et préférentiel d'EDP aux infrastructures gazières portugaises et le renforcement de la position dominante d'EDP qui en résulte.

874. Les engagements présentés le 26 novembre 2004 ne prévoient aucune nouvelle mesure claire visant à corriger les problèmes de concurrence suivants, dus aux effets verticaux, qui se posent sur le marché de gros de l'électricité :

* Capacité d'EDP de contrôler les prix du gaz et d'augmenter les coûts de ses concurrents, et son intérêt à le faire, faisant ainsi obstacle à ses concurrents réels et potentiels et décourageant l'entrée sur le marché;

* Capacité d'EDP de gérer les contraintes dans la fourniture de gaz aux centrales TGCC au détriment des centrales TGCC concurrentes;

* Accès d'EDP à des informations confidentielles concernant les coûts supportés par ses concurrents et aux nominations journalières de gaz, qui lui confère un avantage significatif.

875. L'analyse effectuée précédemment par la Commission sur ces points reste inchangée. Marché des services auxiliaires - perte de concurrence potentielle

876. De même que pour les précédentes séries d'engagements, le paquet du 26 novembre 2004 ne prévoit aucune mesure distincte visant à résoudre les problèmes qui se posent sur ce marché. Plus particulièrement, ainsi que cela est expliqué plus haut, les engagements ne prévoient pas que le preneur sera autorisé à adapter en temps réel la production de la centrale électrique. Il est donc plus qu'incertain que le preneur pourra être actif sur le marché des services auxiliaires au Portugal.

Marché de détail de l'électricité - perte de concurrence potentielle

877. De même que pour les précédentes séries d'engagements, le paquet du 26 novembre 2004 ne prévoit aucune mesure visant directement à résoudre le problème de la perte de concurrence sur le marché de détail de l'électricité.

878. De même que dans les précédentes séries d'engagements, il n'a été possible de procéder à des extrapolations qu'en ce qui concerne les impacts indirects : la concurrence résultant i) des ELD de gaz qu'il est proposé de vendre ou ii) des nouveaux producteurs d'électricité.

879. Dans le document présenté le 26 novembre 2004, ENI fait savoir qu'elle entend modifier ses engagements précédents pour prévoir la vente de Setgás et de Lusitaniagás (plutôt que de Setgás uniquement). Les mêmes réserves que celles exposées ci-dessus sont exprimées concernant les conditions qui s'appliqueront véritablement à la vente. Toutefois, indépendamment de cette dernière, Setgás et Lusitaniagás ne représentent que [30-40]* % de la base de clientèle de GDP et, selon les engagements, l'acquéreur de ces deux entreprises n'est pas tenu d'avoir le projet d'entrer sur le marché de détail de l'électricité.

880. De la même manière, les engagements ne garantissent pas que de nouveaux concurrents entreront sur le marché de la production d'électricité au Portugal. La durée de la location proposée est bien trop courte pour permettre au(x) preneur(s) de se lancer avec succès et sur le long terme sur le marché de l'électricité. En outre, le preneur n'est absolument pas tenu d'avoir le projet de se lancer sur ce marché. Il est également rappelé que les engagements n'excluent pas expressément la possibilité que le preneur soit lié aux parties.

881. Ainsi, les mesures présentées le 26 novembre 2004 n'apportent pas de réponse satisfaisante aux problèmes de concurrence résultant du renforcement de la position dominante d'EDP sur le marché de détail de l'électricité au Portugal.

2. Marchés gaziers

882. Comme cela est indiqué plus haut, en ce qui concerne les engagements relatifs au marché du gaz, les parties ont seulement indiqué qu'elles modifieraient leurs engagements précédents au vu des remarques faites par la Commission, sans présenter en fait de version détaillée de ces engagements modifiés. Dans la mesure où ces intentions ne correspondent pas à des engagements formels et où le délai pour la soumission des mesures correctives a expiré, la Commission estime, pour ces seules raisons, que la proposition n'était pas recevable. Toutefois, dans un souci d'exhaustivité, cette proposition est analysée ci-dessous. Fourniture de gaz aux producteurs d'électricité

883. Aucun changement important n'a été introduit par les parties concernant le marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité.

884. S'agissant du verrouillage des besoins à court terme de Turbogás, les parties n'ont présenté aucune nouvelle mesure corrective. Sur ce point, l'analyse de la Commission concernant les engagements présentés précédemment demeure inchangée.

885. Concernant le verrouillage des besoins à court terme de TER, les parties ont quelque peu modifié le champ de la location proposée.

Cependant, comme indiqué plus haut, les modifications présentées par les parties ne garantissent pas que la location portera effectivement sur les trois unités de TER et permettra donc de supprimer l'effet de verrouillage induit par la fusion. La limitation de la durée de la location et les conditions qui entraînent sa suspension peuvent également atténuer considérablement ses effets.

886. Les modifications présentées par les parties ne permettent pas non plus de garantir que l'effet de verrouillage induit par la fusion sera neutralisé par la création d'une nouvelle demande de gaz.

887. À ce sujet, il faut tout d'abord rappeler qu'aucun engagement clair n'a été présenté relativement aux infrastructures gazières : les parties ont seulement exprimé des intentions générales concernant des modifications futures des engagements déjà proposés. Cela étant, la Commission n'est pas en mesure d'apprécier si ces modifications, dans leur formulation actuelle, permettraient de garantir effectivement l'accès des tiers aux infrastructures gazières. En tout état de cause, ainsi que cela a déjà été indiqué, même si ces engagements étaient pleinement efficaces, ils ne répondraient que de manière très indirecte au problème de concurrence qui nous occupe et ne permettraient pas d'éviter le renforcement d'une position dominante sur le marché de la fourniture de gaz naturel aux producteurs d'électricité. Rappelons également que, dans sa note explicative jointe aux propositions de mesures du 26 novembre 2004, ENI n'exclue pas la possibilité que moins de [...]* milliards de m3 de gaz soient fournis par les concurrents des parties via le terminal GNL de Sinès (à un taux d'utilisation de [...]* aussi bien par les parties que par les tiers). Un tel volume ne permettrait d'approvisionner que deux unités d'une centrale TGCC.

888. Ensuite, ainsi que cela a déjà été expliqué, le moratoire proposé (voir plus haut) ne garantit pas l'entrée de concurrents sur le marché ni, par conséquent, la création d'une nouvelle demande.

889. Enfin, comme il ressort de l'analyse des engagements précédents, la vente de la part minoritaire d'EDP dans Tejo Energia ne suffit pas pour garantir la construction d'une nouvelle centrale TGCC.

890. La Commission conclut donc que les modifications que les parties proposent d'apporter aux engagements ne suffisent pas pour empêcher le renforcement de la position dominante de GDP sur le marché de l'approvisionnement en gaz des producteurs d'électricité.

Fourniture de gaz aux ELD

891. En ce qui concerne ce marché, les parties proposent de modifier l'engagement ENI.XIV qui porte sur la vente de Setgás et de Lusitaniagás.

892. Étant donné que la consommation globale actuelle de ces deux ELD est sensiblement équivalente à celle de Portgás (voir le tableau ci-dessous), la Commission estime que, en dépit du taux de croissance plus élevé de Portgás, cette vente neutralise l'effet de verrouillage de la demande de Portgás.

893. Ainsi, même en l'absence d'une consultation des acteurs du marché portant sur ce point particulier, la Commission peut conclure que la mesure corrective, si elle était modifiée conformément à la proposition des parties, permettrait très certainement d'empêcher le renforcement de la position dominante de GDP sur le marché de la fourniture de gaz aux ELD.

Fourniture de gaz aux GCI

894. En ce qui concerne la fourniture de gaz aux GCI, trois modifications proposées par les parties devraient être examinées : la vente de Setgás et de Lusitaniagás, le droit de résiliation anticipée des contrats gaziers et les modifications relatives aux infrastructures gazières.

895. S'agissant de la vente de Setgás et de Lusitaniagás, la Commission admet que, si l'on prend en considération le nombre de GCI et le volume de gaz distribué, ces deux ELD sont équivalentes à Portgás, voire plus importantes.

896. La vente de ces deux ELD pourrait donc compenser la disparition de Portgás comme fournisseur potentiel de GCI. Des incertitudes subsistent quant au taux de croissance global de Setgás et de Lusitaniagás comparé à celui de Portgás, qui semble plus élevé.

897. La question se pose cependant de savoir si les ventes de Setgás et de Lusitaniagás compensent entièrement la perte de la concurrence qu'EDP aurait pu exercer vis-à-vis de GDP grâce aux avantages concurrentiels considérables que possède EDP en plus de ceux que lui procure l'acquisition de Portgás, en raison notamment de la force de sa marque, de l'étendue de sa base de clientèle et de sa forte motivation à entrer sur ce marché, même dans l'hypothèse où elle n'achète pas Portgás (voir les paragraphes 539 à 550).

898. À ce stade de la procédure, compte tenu de l'impossibilité pratique d'effectuer une nouvelle consultation des acteurs du marché, la Commission n'est pas en mesure de conclure de façon suffisamment affirmative que la perte de la concurrence potentielle d'EDP serait contrebalancée par l'effet proconcurrentiel des modifications proposées concernant le droit de résiliation anticipée des contrats existants. Cela est d'autant plus vrai que les parties n'ont défini le contenu de ce droit qu'en termes généraux et n'ont pas présenté d'engagement clairement rédigé sur ce point.

899. Par ailleurs, ainsi que cela a été expliqué précédemment, des doutes sérieux demeurent concernant les modifications proposées relativement aux infrastructures gazières. Il n'est donc pas certain que les parties pourront véritablement importer au Portugal des quantités suffisantes de gaz pour compenser la perte de la concurrence potentielle d'EDP.

900. Partant, la Commission ne peut conclure avec le degré de certitude requis à ce stade de la procédure que les mesures concurrentielles proposées empêcheront le renforcement de la position dominante de GDP sur le marché de la fourniture de gaz aux GCI.

Autre définition du marché : un grand marché de gros

901. Si l'on considère un grand marché de gros comprenant la fourniture des centrales TGCC, des GCI et des ELD, la Commission n'est pas en mesure, sur la base de l'engagement présenté, de conclure clairement que ces mesures, si elles étaient modifiées comme le proposent les parties, régleraient les problèmes de concurrence découlant de la concentration.

902. Il faut noter en particulier, ainsi que cela a déjà été expliqué, que les modifications proposées ne permettent pas de parer au verrouillage de la demande de gaz d'EDP pour l'alimentation de ses centrales électriques fonctionnant au gaz et de la demande de Turbogás. Par ailleurs, aucune mesure corrective n'a été proposée pour éviter le verrouillage de la demande du cogénérateur d'EDP.

903. Même si, comme cela est expliqué, le verrouillage de la demande de Portgás est contrebalancé par la vente de Setgás et de Lusitaniagás, une grande partie de la demande captable restera verrouillée en raison de la fusion.

904. La Commission n'est donc pas en mesure de conclure, avec le degré de certitude requis à ce stade avancé de la procédure, que les mesures correctives proposées empêcheront le renforcement de la position dominante de GDP sur un hypothétique grand marché de gros.

Fourniture de gaz aux petits clients

905. En ce qui concerne la fourniture de gaz aux petits clients, trois modifications proposées par les parties devraient être examinées : la vente de Setgás et de Lusitaniagás, le droit de résiliation anticipée des contrats gaziers et les modifications relatives aux infrastructures gazières.

906. Concernant la première de ces modifications, il convient de souligner que, comme cela a été expliqué au sujet de l'approvisionnement des GCI, Setgás et Lusitaniagás peuvent être considérées comme équivalentes à Portgás du point de vue du nombre de clients et du volume de gaz distribué. La perte de la concurrence de Portgás pourrait donc être neutralisée par la vente de ces deux ELD.

907. Cependant, de même que pour l'approvisionnement des GCI, la vente de Setgás et de Lusitaniagás ne semble pas suffisante pour compenser la perte de la concurrence qu'EDP aurait pu exercer vis-à-vis de GDP grâce aux avantages concurrentiels considérables que possède EDP en plus de ceux que lui procure l'acquisition de Portgás, en raison notamment de la force de sa marque, de l'étendue de sa base de clientèle et de sa forte motivation à entrer sur ce marché, même dans l'hypothèse où elle n'achète pas Portgás (voir les paragraphes 559 à 602).

908. Dans ce cas également, il n'est pas possible de conclure clairement que la perte de la concurrence potentielle d'EDP serait neutralisée par l'effet proconcurrentiel des modifications proposées concernant le droit de résiliation anticipée des contrats en vigueur. Cela est d'autant plus vrai que les parties ont simplement indiqué dans les grandes lignes le contenu de ce droit et n'ont pas présenté d'engagement clairement rédigé sur ce point.

909. Qui plus est, ainsi que cela a été expliqué précédemment, des doutes sérieux subsistent concernant les modifications proposées relativement aux infrastructures gazières. Il n'est donc pas certain que les parties pourront véritablement importer au Portugal des quantités suffisantes de gaz pour compenser la perte de la concurrence potentielle d'EDP.

910. Dans l'hypothèse où une autre définition serait proposée concernant la délimitation géographique de ce marché (c'est-à-dire régionale plutôt que nationale), la question se pose de savoir si la vente de Setgás et de Lusitaniagás répondrait complètement aux préoccupations de la Commission en ce qui concerne la concurrence dans les autres zones de distribution (telles que Lusitaniagás).

911. Sur la base de ce qui précède, la Commission ne peut conclure avec le degré de certitude requis à ce stade de la procédure que les mesures concurrentielles proposées empêcheront le renforcement de la position dominante de GDP sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients.

3. Conclusion

912. Il résulte de ce qui précède que les mesures correctives présentées le 26 novembre 2004, c'est- à-dire hors délai, ne règlent pas complètement les problèmes de concurrence constatés par la Commission.

Par conséquent, ces propositions ne peuvent valablement être prises en Considération (470) et ne peuvent, en tout état de cause, former la base d'une décision d'autorisation.

XI. MESURES CORRECTIVES PRESENTEES PAR LES PARTIES LE 3 DECEMBRE 2004

913. Le vendredi 3 décembre 2004 au soir (bien après la "fermeture des bureaux"), sans avoir prévenu préalablement la Commission, les parties ont présenté une nouvelle série "d'engagements relatifs au marché gazier" visant à mettre en application les intentions qu'elles avaient formulées dans le document envoyé à la Commission le 26 novembre 2004 (voir plus haut, les paragraphes 849 - 854). Compte tenu du stade très avancé de la procédure auquel ces nouveaux engagements ont été présentés (seulement trois jours ouvrables avant la réunion de la Commission du 9 décembre 2004 prévue pour l'adoption de la décision définitive (471), ce qui ne laissait pas suffisamment de temps à la Commission pour les évaluer en respectant les règles procédurales) et du fait que la proposition en question vise uniquement à mettre en application les intentions exprimées dans le document adressé le 26 novembre 2004 (pour les considérations relatives à ces intentions, se reporter aux paragraphes 855-911 ci-dessus), ce dernier ensemble d'engagements ne peut former la base d'une décision d'autorisation.

XII. CONCLUSION

914. Pour les raisons énoncées ci-dessus, prises ensemble ou séparément, la Commission est arrivée à la conclusion que, en dépit des engagements proposés par les parties, l'opération projetée renforcera la position dominante d'EDP sur les marchés de la fourniture d'électricité en gros, des services auxiliaires et de la fourniture d'électricité au détail au Portugal, ainsi que la position dominante de GDP sur le marché de l'approvisionnement en gaz des centrales TGCC, des ELD, des GCI et des petits clients, ce qui aura pour effet d'entraver notablement la concurrence effective sur une partie importante du Marché commun, au sens de l'article 2, paragraphe 3, du règlement sur les concentrations. La fusion proposée doit par conséquent être déclarée incompatible avec le Marché commun en vertu de l'article 8, paragraphe 3, du règlement sur les concentrations.

A ARRÊTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION :

Article premier

La concentration par laquelle Energias de Portugal SA et ENI Portugal Investment SpA. entendent acquérir le contrôle conjoint de Gás de Portugal SGPS SA est déclarée incompatible avec le Marché commun.

Article 2

Sont destinataires de la présente décision :

EDP - Energias de Portugal, SA

Praça Marquês de Pombal 12

1250-162 Lisboa

Portugal

ENI SpA.

Piazzale Enrico Mattei 1

I-00144 Roma

Italie

Notes :

1 JO L 395 du 30.12.1989, p. 1. version corrigée: JO L 257 du 21.9.1990, p. 13. Règlement modifié en dernier lieu par le règlement (CE) nº 1310-97 (JO L 180 du 9.7.1997, p. 1).

2 JO C... .

3 JO C... .

4 Anciennement Electricidade de Portugal SA.

5 Actuellement, EDP détient un contrôle commun sur Hidrocantábrico avec une participation de 40 % (voir affaire COMP/M.2684-EnBW/EDP/Cajastur/Hidrocantábrico). Le 5.8.2004, EDP a notifié à la Commission l'acquisition du contrôle total de cette entreprise. La Commission a approuvé cette opération le 9 septembre 2004.

6 L'État portugais détient directement 30 % et indirectement 18,3 % des actions de GALP. ENI a une participation de 33,34 %. Le reste est détenu principalement par EDP (14,3 %).

7 ENI contrôlait jusqu.ici déjà GALP conjointement avec l'État portugais et donc indirectement GDP.

Certains passages du présent document ont été supprimés afin de ne pas publier d.informations confidentielles; ils figurent entre crochets et sont indiqués par un astérisque.

8 [...]

9 EDP détiendra alors 51 % des parts et ENI, 49 % des parts.

Chacune des parties aura d'importants droits de contrôle, ce qui équivaudra à une situation de contrôle en commun.

10 Chiffre d'affaires calculé conformément à l'article 5, paragraphe 1, du règlement sur les concentrations et à la communication de la Commission sur le calcul du chiffre d'affaires (JO C 66 du 2.3.1998, p. 25). Les chiffres englobant des données relatives à la période antérieure au 1.1.1999, sont calculés sur la base d'une moyenne des taux de change de l'ECU et convertis en euro individuellement.

11 En revanche, l'acquisition par REN du contrôle exclusif du Réseau n'a pas une dimension communautaire et, en conséquence, a été notifiée à l'autorité portugaise de la concurrence le 17.6.2004.

12 Toutes les décisions précédentes de la Commission qui sont arrivées à une conclusion en ce qui concerne les définitions de marchés de produits dans le secteur énergétique ont considéré séparément le marché du gaz et celui de l'électricité.

13 Affaire COMP/M.2684 - EnBW/EDP/Cajastur/Hidrocantabrico: JO C 114 du 15.5.2002, p. 23.

14 Voir en particulier les décrets-lois 182-95, 184-95 et 185-95 du 27 juillet 1995.

15 La formule de prix garantit essentiellement la redevance pour la capacité (ce qui implique un rendement prédéterminé du capital investi pour l'installation) et pour l'énergie (sur la base d'une relation aux coûts).

16 Tejo Energia est contrôlé par l'entreprise britannique International Power (45 % des actions) et par la société espagnole Endesa (35 % des actions). EDP et Électricité de France n.ont qu.une participation minoritaire (10 % chacun) qui ne semble pas leur donner la possibilité d'exercer un contrôle en commun sur l'entreprise.

17 Au moment de la notification, Turbogás était contrôlé par l'entreprise d'électricité allemande RWE. EDP détient une part de 20 %, ce qui ne semble pas lui donner la possibilité d'exercer un contrôle en commun sur l'entreprise. Entre-temps, RWE a conclu un accord de vente avec International Power. L'achat d.International Power a été approuvé par l'autorité portugaise de la concurrence.

18 35 TWh sur un total de 43 TWh en 2003.

19 Par conséquent, le Portugal sera en avance par rapport au calendrier prévu par la directive 2003-54-CE du Parlement européen et du Conseil (JO L 176 du 15.7.2003, p. 37), qui prévoit l'ouverture complète des marchés de détail de l'électricité à partir du 1er juillet 2007.

20 Décret-loi 185-2003 du 20 août 2003.

21 Voir la décision de la Commission N 161-2004 - Portugal, adoptée le 22 septembre 2004.

22 Voir affaire COMP/M.3268-Sydkraft/Graninge.

23 Décision 2004-271-CE de la Commission (affaire COMP/M.2947 - Verbund/Energie Allianz), JO L 92 du 30.3.2004, p. 91.

24 Formulaire CO, page 87.

25 Voir affaire COMP/M.3268-Sydkraft/Graninge.

26 Réponse d'EDP à la demande de renseignements de la Commission du 26 juillet 2004, soumise le 29 juillet 2004, pp. 2-4.

27 En 2003, la structure du SEP par producteurs était la suivante: EDP représentait [70-80] % de la production annuelle, Tejo Energia [10-20] % et Turbogás [10-20] %.

28 Seule l'électricité produite par cogénération peut être vendue directement aux consommateurs finaux. Ces ventes sont toutefois limitées aux entreprises qui consomment au moins 50 % de la chaleur produite par cogénération. La production de cogénération représentera la différence entre la production et l'autoconsommation d'énergie par le consommateur de chaleur. (Formulaire CO p. 158.)

29 Le service de gros qui est le plus proche des services d'ajustement est ce qu'on appelle le commerce "intraquotidien", qui permet aux entreprises sous-approvisionnées ou surapprovisionnées de vendre leurs excédents ou d'acheter les quantités supplémentaires dont elles ont besoin. Cependant, s'il n'y a pas de commerce intraquotidien continu, avec une livraison immédiate, ce système est en soi insuffisant pour équilibrer l'offre et la demande à tout moment. Une autre solution consiste à faire faire appel aux clients interruptibles sans avertissement et aux clients qui sont prêts à tout moment à augmenter leur demande.

30 Voir la réponse à la question 57 du questionnaire de la Commission du 29 juin 2004.

31 À cet égard, il convient de noter que l'article 15 de la directive 2003-54-CE prévoit la séparation juridique des gestionnaires de système de distribution. Cet article stipule notamment que "lorsque le gestionnaire de réseau de distribution fait partie d'une entreprise verticalement intégrée, il doit être indépendant, au moins sur le plan de la forme juridique, de l'organisation et de la prise de décision, des autres activités non liées à la distribution", comme la fourniture d'électricité aux consommateurs finaux. Cette obligation n'entrera en vigueur qu'en 2007.

32 Voir formulaire CO, annexe 10, p. 29.

33 Voir la réponse de l'ERSE à la demande de renseignements de la Commission du 28.7.2004, p. 10.

34 Formulaire CO, page 87.

35 Voir la réponse à la question 13 de la lettre conforme à l'article 11, en date du 26.7.2004.

36 [...]

37 Ci-après, HT englobe la haute tension et la très haute tension.

38 Ci-après, BT englobe tous les types de basse tension, c'est-à-dire normale et spéciale. La consommation de "basse tension spéciale" ne représente qu'environ 15 % de la consommation totale de basse tension et les clients de "basse tension normale" (ménages) constituent donc de toute évidence le groupe dominant de clients BT. De même, le groupe "basse tension spéciale" ne représenterait qu'un petit pourcentage de la consommation s'il était considéré comme faisant partie du marché des grands clients. L'attribution de clients "basse tension spéciale" au marché des ménages ou au marché des grandes entreprises est donc sans objet aux fins de la définition du marché de produits dans la présente décision et ne doit pas être discutée plus en détail.

39 Données figurant sur le site web d'EDP.

40 Source: site web d'EDP: http://www.edp.pt/index.asp?LID=EN&MID=2&OID=8030000&PID=8000000&CID=206210

41 Source: site web d'EDP: http://www.edp.pt/index.asp?LID=EN&MID=2&OID=8030000&PID=8000000&CID=206210

42 Source: site web d'EDP: http://www.edp.pt/index.asp?LID=EN&MID=2&OID=8030000&PID=8000000&CID=206210

43 Ces chiffres tiennent compte uniquement des clients éligibles dans les pays où les clients ne sont pas tous éligibles (l'échéance fixée par la directive est le 1.7.2007 pour les ménages).

44 DG TREN, projet de document de travail: Third benchmarking report on the implementation of the internal electricity and gas market (Troisième rapport d'étalonnage sur la mise en œuvre du marché intérieur de l'électricité et du gaz), Bruxelles, 1.3.2003, tableau 4. Les seuls pays où des taux de changement comparables ont été enregistrés étaient le Royaume-Uni et la Norvège.

45 Ces chiffres concernent le taux de changement en fonction de la consommation. Les différences entre les taux de changement par nombre de clients sont également significatives. Dans le cas de la BT, les taux de changement étaient plus faibles chez les ménages que chez les PME. Il convient de remarquer en outre que les clients BT avaient tendance à passer à un fournisseur du même groupe (c'est-à-dire passer du fournisseur réglementé au "commercializadora" du même groupe) dans une mesure encore plus grande que les clients HT/MT: les taux de changement intragroupe était de 83-85 % pour les deux sous-groupes BT et de 75-77 % pour les deux sous- groupes HT/MT. (http://www.cne.es/pdf/IAP_evolelectricidad.pdf)

46 [...]

47 Réponse d'Endesa aux questions 1-4 de la demande de renseignements de la Commission du 17.9.2004. Voir également les réponses de Centrica et d'EDF.

48 Formulaire CO, page 87.

49 Voir par exemple la décision 2004-135-CE de la Commission (affaire M. 2434 Grupo Villar MIR/ENBW/Hidrocantabrico), JO L 48 du 18.2.2004, p. 86.

50 Cela a été confirmé par une décision récente d'une autorité nationale de la concurrence qui concluait à l'existence de deux marchés de gros de l'électricité en cause ne dépassant pas les frontières du Danemark: décision Elsam/NESA; http://www.ks.dk/konkurrence/afgoerelser/2004/R2403/elsam/

51 Voir par exemple l'affaire M.2684 - EnBW/EDP/Cajastur/Hidrocantabrico, et l'affaire 2620 . Enel/Viesgo: JO C 364 du 20.12.2001, p. 14.

52 ERSE/CNE, Comentários da CNE/ERSE às soluções acordadas sobre o mercado ibérico da electricidade, 19.12.2003.

53 Voir formulaire CO, annexe 10, p. 23.

54 Capacité d'interconnexion: formulaire CO, page 112; crête de demande: formulaire CO, annexe 13, p. 163.

55 Les situations de saturation surviennent, par exemple lors d'importations d'électricité d'Espagne vers le Portugal, lorsque l'état des réseaux électriques et les capacités de transport ne permettent pas de transporter entièrement l'électricité d'un point à un autre. Il convient de noter que la quantité d'électricité qui peut être transportée par les interconnexions entre l'Espagne et le Portugal dépend aussi de la capacité de transport disponible en amont et en aval des interconnexions.

56 Formulaire CO, page 117.

57 Réponse d'EDP à la demande de renseignements de la Commission du 24.8.2004, Q15.

58 Données fournies par REN en réponse à la demande de renseignements de la Commission du 23.7.2004, mise à jour le 8.10.2004.

59 Compte rendu de la réunion avec CNE, 7.9.2004. Tous les comptes rendus mentionnés dans le présent document ont été examinés et approuvés par les participants.

60 Dans sa décision de 30.10.2003 concernant l'affaire Sydkraft/Graninge (COMP/M.3268, p. 26), la Commission a estimé que la Suède n.était isolée de toutes les autres régions du Nord Pool que pendant 5,5 % (2000), 0,0 % (2001), 0,1 % (2002) et 0,0 % (janvier . septembre 2003) du temps. La proportion des périodes d'isolement entre les différents territoires voisins et la Suède étaient légèrement plus élevée, mais restaient faibles en général (par exemple, 7 % en moyenne entre la Suède et l'est du Danemark au cours de la même période). Bien que la Commission ait estimé que le marché de la production/de gros pourrait dépasser les frontières de la Suède, elle ne s'est pas prononcée sur les limites géographiques exactes du marché.

61 Données fournies par REN en réponse à la demande de renseignements de la Commission du 23.7.2004.

62 Paragraphe 32 de la réponse des parties à la décision prise en vertu de l'article 6, paragraphe 1, point c).

63 Données fournies par REN en réponse à la demande de renseignements de la Commission du 23.7.2004.

64 Contribution faite par les parties le 27.09.2004.

65 Données fournies par REN en réponse à la demande de renseignements de la Commission du 23.07.2004.

66 Réponse de EDP du 28.10.2004.

67 Jusqu'à 8 % de l'électricité consommée dans le système réglementé peut être acheté dans le système libre, SENV. C'est ce qu'on appelle le "parcela livre".

68 Ce prix est celui de SEP (incluant les importations de REN en provenance d'Espagne), non celui de l'ensemble du marché de gros portugais. Toutefois, étant donné que la production dans le SENV est très limitée (seulement 600 MW pour l'instant, contre une production portugaise totale de 12 000 MW), la différence est minime.

69 Formulaire CO, page 119.

70 JO C 372 du 9.12.1997, p. 5.

71 Paragraphe 32 de la communication.

72 Voir affaire M.2684 - EnBW/EDP/Cajastur / Hidrocantabrico, paragraphe 25.

73 Paragraphes 6 et 7 de la réponse des parties du 3.9.2004 à la décision de la Commission pris en vertu de l'article 6, paragraphe 1, point c).

74 "Hubo optimismo por parte del anterior gobierno a la hora de establecer las fechas", ABC, 9.9.2004.

75 Paragraphe 8 de la réponse des parties du 3.9.2004 à la décision de la Commission prise en vertu de l'article 6, paragraphe 1, point c).

76 Diaporama présenté par OMEL le 26.8.2004.

77 Compte rendu de la réunion avec REE, 26.8.2004.

78 Paragraphe 24 de la réponse des parties à la décision de la Commission prise en vertu de l'article 6, paragraphe 1, point c).

79 Diaporama présenté par OMEL le 26.8.2004.

80 Le nouvel accord entre les gouvernements espagnol et portugais prévoit une structure tarifaire additive mais ne fixe pas de date de mise en œuvre. Un plan sommaire devrait être présenté d'ici le 30.6.2006 (Acordo entre a República Portuguesa e o Reino de Espanha relativo à Constitução de um Mercado Ibérico da Energia Eléctrica, Santiago de Compostela, 1.10.2004, article 9).

81 Compte rendu de la réunion avec REE, 26.8.2004.

82 Le nouvel accord entre les gouvernements portugais et espagnol stipule que cette répartition devrait avoir lieu sur la base des mécanismes du marché. Il ne définit cependant pas les règles de cette répartition ni ne fixe la date à laquelle un accord sur ces règles doit intervenir. Acordo entre a República Portuguesa e o Reino de Espanha relativo à Constitução de um Mercado Ibérico da Energia Eléctrica, Santiago de Compostela, 1.10.2004.

83 Réponse d'ERSE du 6.8.2004.

84 L'accord récent entre les gouvernements espagnol et portugais stipule que ce Conseil de régulation aura certaines fonctions de surveillance et de consultation. Toutefois, aucune date de création du Conseil n'est mentionnée dans l'accord (Acordo entre a República Portuguesa e o Reino de Espanha relativo à Constitução de um Mercado Ibérico da Energia Eléctrica, Santiago de Compostela, 1.10.2004, article 11).

85 Compte rendu de la réunion avec OMEL, 26.8.2004.

86 Compte rendu de la réunion avec CNE, 07.09.2004.

87 "Advances in the development of the Iberian power market (MIBEL) model", REE, C5-111, 2004.

88 Compte rendu de la réunion avec OMEL, 26.8.2004.

89 Compte rendu de la réunion avec REE, 26.8.2004.

90 Compte rendu de la réunion avec REE, 26.08.2004.

91 Acordo entre a República Portuguesa e o Reino de Espanha relativo à Constitução de um Mercado Ibérico da Energia Eléctrica, Santiago de Compostela, 1.10.2004.

92 Réponse d'EDP du 28.10.2004, p. 19

93 Réponse d'EDP du 28.10.2004, p. 17.

94 Réponse d'ERSE au questionnaire du 28.7.2004, page 8. ERSE se base sur les chiffres fournis par REN, citant la partie basse des fourchettes.

95 Courriel de M. Santos (REN) du 7.10.2004.

96 Les chiffres sont basés sur les NTC ETSO, hiver 2003-2004. Third benchmarking report on the implementation of the internal electricity and gas market (Troisième rapport d'étalonnage sur la mise en œuvre du marché intérieur de l'électricité et du gaz), projet de document de travail de la DG TREN, Bruxelles, 1.3.2003, p. 20.

97 Il convient de rappeler que, dans sa décision du 30.10.2003 concernant l'affaire Sydkraft/Graninge (COMP/M.3268, p. 26), la Commission a estimé que la Suède n'était isolée de toutes les autres régions de la zone Nordpool que pendant 5,5 % (2000), 0 % (2001), 0,1 % (2002) et 0 % (janvier . septembre 2003) du temps. La proportion des périodes d'isolement entre les différents territoires voisins et la Suède étaient légèrement plus élevée, mais restaient faibles en général (par exemple, 7 % en moyenne entre la Suède et l'est du Danemark au cours de la même période). Bien que la Commission ait estimé que le marché de la production/de gros pourrait dépasser les frontières de la Suède, elle ne s'est pas prononcée sur les limites géographiques exactes du marché. Voir également la décision de l'autorité de concurrence danoise dans l'affaire Elsam/NESA /http://www.ks.dk/konkurrence/afgoerelser/2004/R2403/elsam/ selon laquelle les marchés de gros de l'électricité ne dépassent pas les frontières du Danemark.

98 Alors que l'effet relatif des installations hydrauliques diminuera légèrement au cours des deux prochaines années, étant donné que la nouvelle capacité ajoutée sera limitée, l'importance relative de l'énergie éolienne augmentera dans la mesure où celle-ci, outre les TGCC, sera la principale source de capacité supplémentaire au Portugal. On peut s'attendre à une augmentation plutôt qu'à une diminution de l'exposition aux variations météorologiques.

99 Formulaire CO, annexe 10, p. 14.

100 Formulaire CO, annexe 13, pp. 163 et suiv.

101 Réponse d'EDP à la CG, 28.10.2004, p. 11.

102 PNA: plan nation d'allocation d'émissions de dioxyde de carbone.

103 REN/REE: "Previsión conjunta de la cobertura de la demanda . Periodo 2004-2012", décembre 2003.

104 Compte rendu d'une audioconférence tenue le 25.8.2004.

105 "Previsión conjunta de la cobertura de la demanda de MIBEL", REN, REE, décembre 2003.

106 Compte rendu de la réunion avec REE, 26.08.2004.

107 Paragraphe 41 de la réponse des parties à la décision de la Commission prise en vertu de l'article 6, paragraphe 1, point c).

108 Paragraphe 46 de la réponse des parties à la décision de la Commission prise en vertu de l'article 6, paragraphe 1, point c), citant le rapport de Cambridge Economic Policy Associates, avril 2004, p. 29.

109 Cambridge Economic Policy Associates, avril 2004, p. 29.

110 "Previsión conjunta de la cobertura de la demanda de MIBEL", REN, REE, décembre 2003.

111 La date citée est liée à l'une des dates prévues pour la mise en œuvre du MIBEL.

112 Compte rendu de la réunion avec CNE, 07.09.2004.

113 Compte rendu de la réunion avec OMEL, 26.8.2004.

114 Document soumis le 27.9.2004.

115 Document soumis le 27.9.2004, page 5.

116 Page 5 du document soumis par les parties le 27.9.2004.

117 Réponse d'EDP à la CG, 28.10.2004, p. 14.

118 Réponse d'EDP à la CG, 28.10.2004, p. 14.

119 Page 53 de l'étude susmentionnée de REN/REE, publiée en décembre 2003.

120 [...]

121 Compte rendu de la réunion avec OMEL, 26.8.2004.

122 Réponse d'ERSE du 6.8.2004.

123 Compte rendu de la réunion avec OMEL, 26.8.2004.

124 Compte rendu de la réunion avec CNE, 07.09.2004.

125 Réponse d'EDP à la CG, 28.10.2004, p. 14.

126 Paragraphe 53 de la réponse des parties à la décision prise en vertu de l'article 6, paragraphe 1, point c).

127 "enquanto a capacidade de interligação não seja suficiente para integrar completamente os dois sistemas, deve prestar-se especial atenção ao poder de mercado existente em cada zona de preços" in "comentários da CNE/ERSE/erse às soluções acordadas sobre o mercado ibérico da electricidade", 19.12.2003, ERSE et CNE.

128 Compte rendu de la réunion avec REE, 26.08.2004.

129 Compte rendu de la réunion avec Iberdrola du 08.09.2004.

130 [...]

131 Diaporama présenté par OMEL le 26.8.2004.

132 [...]

133 [...]

134 Acta 5/2004, Implicações da directiva de comercio de emissões de gases com efeito de estufa, apresentação ao secretario de estado adjunto do Ministro da Economia, daté du 28.1.2004 et soumis par EDP en réponse à la question 6, dossier 6 (C), de la lettre article 11 du 14.7.2004.

135 Étude Cambridge, avril 2004, page 30.

136 Réponse d'ERSE du 6.8.2004.

137 Compte rendu de la réunion avec REE, 26.8.2004.

138 Compte rendu de la réunion avec OMEL, 26.8.2004.

139 Compte rendu de la réunion avec REE, 26.8.2004.

140 Compte rendu de la réunion avec REE, 26.8.2004.

141 Compte rendu de la réunion avec Iberdrola du 08.09.2004.

142 Compte rendu de la réunion avec CNE, 07.09.2004.

143 Compte rendu de la réunion avec REE, 26.8.2004.

144 Comentários da CNE/ERSE às soluções acordadas sobre o mercado ibérico da electricidade, 19.12.2003.

145 Acordo entre a República Portuguesa e o Reino de Espanha relativo à Constitução de um Mercado Ibérico da Energia Eléctrica, Santiago de Compostela, 1.10.2004, articles 6 et 7.

146 L'accord expirera en [...].

147 NdT : note de bas de page sans objet dans la version française.

148 Voir la réponse d'ENI à la question 2 du questionnaire de la Commission du 15.9.2004. Réponse d'ENI à la question 5 de la demande d'information de la Commission du 19.8.2004. Réponse d'ENI à la question 51 de la demande d'information de la Commission du 4.6.2004. Il convient de noter que la capacité réservée par Transgás dépasse le volume que l'entreprise se procure dans le cadre de son contrat avec Sonatrach, [...] La capacité ferme maximale au point d'entrée de Campo Maior au titre du contrat Sonatrach était de [...]. (Réponse à la question 18 de la demande d'information de la Commission du 4.6.2004") Cette flexibilité (annuelle) supplémentaire a permis à Transgás en 2003 d'importer des quantités supplémentaires en utilisant le terminal de Huelva d'Enagas pour la regazéification de GNL.

149 Cette capacité ne peut être augmentée qu'aux dépens de sa disponibilité.

150 Cet accord entre en vigueur en [...] pour une durée de [...].

151 Il faut noter qu'à un stade très tardif de la procédure (exposé des motifs du 26.11.2004), ENI a précisé que le taux d'utilisation du terminal oscille entre [...] et [...] et que, par conséquent, la capacité disponible pour les tiers serait inférieure. En fonction de ce taux, la capacité disponible variera entre [...] et [...] millions de m³, au lieu de 1,9 millions de m³. En conséquence, GDP réserverait entre [...] millions m3 et [...] millions m3, ce qui correspond à [70 %-80 %] de la capacité totale du terminal.

152 [...]

153 Plus de 20 bars.

154 Ce transfert est soumis à l'approbation de l'autorité de concurrence portugaise. Il interviendra dans un maximum de dix-neuf mois et demi après à la fin de la transaction actuelle.

155 Respectivement entre 4 et 20 bars et au-dessous de 4 bars.

156 Cinq de ces entreprises (Lisboagás, Lusitaniagás, Setgás, Beirágas et Tagusgás) sont contrôlées par GDP. EDP a récemment obtenu l'autorisation d'acquérir le contrôle en commun de Portgás (autorisation de l'autorité antitrust portugaise, 20.9.2004).

157 Duriensegás, Paxgás, Medigás et Dianagás.

158 L'année 2002 a été une année sèche, ce qui s'est traduit par une utilisation accrue des TGCC pour compenser le manque d'hydroélectricité. Cela illustre le besoin de flexibilité des quantités contractuelles.

159 Directive 98-30-CE du Parlement européen et du Conseil du 22 juin 1998 (JO L 204, p. 1). Voir en particulier l'article 2, paragraphe 24, qui définit le "marché émergent" comme un État membre dans lequel la première fourniture commerciale relevant de son premier contrat de fourniture de gaz naturel à long terme a été effectuée il y a moins de 10 ans, et l'article 26, paragraphe 2, qui prévoit une dérogation pour les "marchés émergents".

160 Directive 2003-55-CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et abrogeant la directive 98-30-CE (JO L 176, p. 57).

161 L'article 23, paragraphe 1, de la directive stipule notamment que "les États membres veillent à ce que les clients éligibles soient : [...] b) à partir du 1er juillet 2004, au plus tard, tous les clients non résidentiels; c) à partir du 1er juillet 2007, tous les clients".

162 Voir l'article 2, paragraphe 31, et l'article 28, paragraphe 3, de la deuxième directive "gaz".

163 Résolutions du Conseil des ministres 63-2003 du 3 mars 2003 et 68-2003 du 10 mai 2003.

164 Cependant, le Portugal pourrait appliquer l'article 13, paragraphe 2, de la deuxième directive "gaz" et ne pas exiger la séparation juridique des distributeurs servant moins de 100 000 clients, c'est-à-dire Setgas, Beiragas et Tagusgas.

165 [...]

166 [...]

167 [...]

168 Réponse de Shell à la question 20 de la demande d'information de la Commission du 17 septembre 2004. (Tirets ajoutés") Cette entreprise ne vend pas aux clients résidentiels en Espagne, ce qui peut expliquer l'absence de ce groupe dans la segmentation.

169 Réponse de GDF aux questions 20 et 21 de la demande d'information de la Commission du 17 septembre 2004. (Tirets ajoutés") Cette entreprise ne vend pas aux clients résidentiels en Espagne, ce qui peut expliquer l'absence de ce groupe dans la segmentation. ("La segmentation de la clientèle correspond à celle établie par la réglementation espagnole en matière d'accès des tiers au réseau".

"Chaque CCGT fait l'objet d'offre spécifique correspondant aux particularités de la demande. ; . Gaz de France propose à ces clients [very large industrial and other large customers] des formules de prix prenant en compte la durée de ce type de contrat et les caractéristiques du process industriel, en lui permettant des mécanismes d'ingénierie de prix et des services additionnels tels que des prestations d'audit ou d'optimisation. ")

170 Réponse de Gas Natural aux questions 20 et 21 de la demande d'information de la Commission du 17 septembre 2004. Voir aussi le compte rendu de réunion : "GN distingue les groupes de clients suivants : TGCC, cogénérateurs, clients industriels, clients résidentiels/commerciaux".

171 Réponse d'EDF à la question 20 de la demande d'information de la Commission du 17 septembre 2004. Dans la réponse des parties, l'emploi par EDF de l'expression "sur un marché gazier" est considéré comme indiquant un marché du gaz unique. La Commission se réfère au paragraphe 3 de sa communication sur la définition du marché en cause aux fins du droit communautaire de la concurrence (97-C 372-03) ("communication sur le marché en cause"), selon lequel "les entreprises emploient souvent le mot .marché. pour désigner le territoire à l'intérieur

duquel elles vendent leurs produits ou, plus largement, l'industrie ou le secteur dont elles relèvent".

172 Compte rendu de la réunion avec Iberdrola.

173 Cinq à six fois plus grande que celle de la plus grande ELD. Presque 10 fois plus aussi grande que celle du plus grand client industriel.

174 [...].

175 Downward flexibility is determined by "Take or Pay" thresholds mitigated by .make up. provisions (if consumption falls below ToP level the deficit quantity needs to be paid but can be taken in the following years) and .carry forward. provisions (if more than ACQ is consumed this reduces the ToP level in the following year or years). There are also upward thresholds of maximum annual quantity.

176 Réponse d'ENI à la question 6 du questionnaire de la Commission du 27 septembre 2004. Contrairement à la remarque d'ENI dans sa réponse, à savoir que le comptage de la consommation horaire des TGCC ne devrait pas être pris en considération, étant donné qu'il "intervient seulement ex post", la Commission estime que le fait que les TGCC sont les seuls clients à avoir ce comptage est un élément distinctif supplémentaire.

177 [...]

178 Dans leur réponse, les parties font valoir que le cycle de consommation des ELD ne peut pas être considéré comme distinct de celui des GCI, étant donné que la moitié des GIC est servie par les ELD. La Commission note que les ELD n'achètent et ne revendent pas le gaz fourni par Transgás aux GCI via les réseaux de distribution des ELD. Par conséquent, cette consommation ne peut pas être considérée comme faisant partie du cycle de consommation des ELD.

La Commission soutient par conséquent que le cycle de consommation des ELD est essentiellement différent des cycles de consommation des GCI.

179 [...]

180 Réponse d'ENI à la question 3 du questionnaire de la Commission du 27 septembre 2004, annexe. Les parties font valoir que le fait que les ELD sont moins limitées en ce qui concerne la nomination est simplement une question de politique habituelle de l'État membre, la garantie de l'approvisionnement des ménages impliquant que la surveillance doit se concentrer sur d'autres groupes. La Commission estime que cet argument corrobore plutôt qu'il ne contredit sa conclusion sur le caractère distinct des caractéristiques d'approvisionnement des ELD.

181 Voir l'affaire COMP M.1990 - Unilever/Bestfoods, décision de la Commission du 28.9.2000 concernant l'approvisionnement en produits alimentaires des supermarchés et du secteur des services de restauration (JO C 311 du 31.10.2000, p. 6). Voir l'affaire COMP. M. 2640 . Nestlé/Schöller, décision de la Commission de 25.2.2002 concernant la fourniture de crème glacée pour les ménages (par l'intermédiaire des supermarchés et d'autres points de vente), pour la consommation immédiate (par le canal des achats impulsifs) et pour les grands clients (par le canal des services de restauration), JO C 155 du 29.6.2002, p. 15.

182 Voir l'affaire 2187 . Verbund/Energie Allianz.

183 Réponse d'ENI à la question 4 du questionnaire de la Commission du 27 septembre 2004.

184 Réponse à la question 23 du questionnaire de la Commission du 4 juin 2004.

185 En Espagne, les contrats d'un ou deux ans sont la norme (voir la réponse de CEPSA, phase II).

186 [...]

187 [...]

188 [...]

189 [...].

190 [...]

191 Réponse d'ENI à la question 4 du questionnaire de la Commission du 27 septembre 2004.

192 Ibid.

193 Ibid.

194 Voir notamment COMP. M.2640 - Nestlé/Schöller (dans ce cas, distinction explicite entre grands clients et ménages) et COMP. M.1990 - Unilever/Bestfoods.

195 En ce qui concerne la comparaison faite par les parties, on pourrait dire que manger une glace dans un restaurant n'est pas la même chose qu'acheter une glace (peut-être la même) dans un supermarché. Cela est vrai indépendamment de la question de savoir s'il s'agit du même centre commercial ou du même grand magasin.

196 Ces chiffres découlent des informations suivantes fournies par les parties : consommation des GCI en 2004-2007 : réponse à la question 23 du questionnaire de la Commission du 4 juin 2004. Consommation des ELD en 2004- 2007 : réponse d'Eni à la question 31 du questionnaire de la Commission du 30 août 2004. Consommation des TGCC en 2004-2007 (= consommation totale moins la consommation des ELD et des GCI). Consommation totale indiquée dans la réponse à la question 51 du questionnaire de la Commission du 4 juin 2004, table 10. Consommation de trois groupes : GDP, formulaire CO.

197 Réponse d'ENI à la question 11 du questionnaire de la Commission du 26 juillet 2004. (Pour la période 2008- 2012:) [...]

198 Les valeurs autres que celles déjà citées ci-dessus proviennent de l'annexe de la réponse d'ENI au questionnaire de la Commission du 19 août 2004 et de l'annexe de la réponse d'ENI à la question 3 du questionnaire de la Commission du 27 septembre 2004.

199 [...]

200 Selon certaines indications, cet excédent de l'offre tel qu'il est perçu est peut-être un excédent temporaire qui se stabilisera dans quelques années; les acteurs espagnols tels que Gas Natural ont d'importantes flexibilité dans leurs contrats de fourniture en ce qui concerne la vente de gaz naturel en Espagne ou aux États-Unis, ce qui peut rendre cet "excédent de l'offre" purement virtuel. Il est à noter que cette perception a un effet sur les incitations à l'entrée sur le marché.

201 De toute évidence, l'ouverture effective d'une capacité suffisante aux interconnexions des gazoducs entre l'Espagne et le Portugal est plus importante à cet égard, étant donné que le déroutement des navires GNL est moins flexible et exige de plus grandes quantités.

202 Voir le compte rendu de la réunion avec le Commission du 20 octobre.

203 En ce qui concerne les TGCC, ce point semble être implicitement reconnu par ENI, qui déclare, au paragraphe 32 de sa réponse : "En tout état de cause, et même en supposant que la Commission avait raison de conclure que les ELD et les GCI ne constituent pas une pression concurrentielle en ce qui concerne l'approvisionnement des producteurs d'électricité, cela reviendrait plutôt à affirmer que la demande de gaz naturel par les producteurs d'électricité devrait être considérée comme un marché distinct, étant donné que a) il est possible d'identifier clairement le groupe auquel appartient un client déterminé au moment de lui vendre les produits en question, et b) le commerce entre clients ou l'arbitrage par des tiers n'est pas possible".

204 Gas Natural, paragraphe 44 de la réponse d'ENI.

205 Paragraphe 54 de la réponse d'ENI.

206 Voir également l'affaire COMP/M.2947 - Verbund/Energie Allianz, décision 2004-271-CE de la Commission du 11 juin 2003, dans laquelle, sur le marché de détail de l'électricité aux petits clients, la Commission a établi que l'activité des nouveaux fournisseurs transforme progressivement les marchés locaux en marchés nationaux (points 96 et 126).

207 Voir l'exemple d'EDP Distribuão dans le secteur de l'électricité.

208 Voir l'exemple de l.Autriche, où six compagnies locales de gaz et d'électricité ont combiné leurs activités au sein la "Energie Allianz".

209 Il convient de noter aussi l'absence de toute organisation fédérale au Portugal.

210 Formulaire CO, appendice 10, page 24.

211 Hormis la faculté des cogénérateurs, dans la mesure où ils ne sont pas contrôlés par EDP, de vendre leur surplus d'électricité à SENV. Cette électricité n'est cependant pas, stricto sensu, produite au sein du SENV, mais relève du PRE.

212 Voir point ci-dessus.

213 Réponse à la question 82 de la lettre de la Commission du 29.06.2004 en application de l'article 11. La majeure partie du total des importations d'électricité au Portugal en 2003 ([...]GWh) était destinée à la consommation du SENV ([...]GWh).

214 Les parts de RWE ont été récemment acquises par International Power. Cette transaction a été avalisée par le régulateur portugais. EDP a informé la Commission, le 26.10.2004, qu'il a conclu, en échange du renoncement à exercer son droit de pré-emption, un accord avec International Power qui lui conférera certaines options supplémentaires dont la levée est soumise à l'approbation des autorités réglementaires pertinentes.

215 [...]

216 [...].

217 [...]

218 http://europa.eu'int/comm/competition/state_aid/legislation/stranded_costs/pt.pdfVoir également la communication de la Commission relative à la méthodologie d'analyse des aides d'État liées à des coûts échoués (http://europa.eu'int/comm/competition/state_aid/legislation/stranded_costs/fr.pdf), transmise à tous les États membres par lettre référencée SG (2001) D/290869 du 6.8.2001.

219 Sur l'obligation de tenir compte des effets des aides d'État aux fins de l'évaluation d'une concentration, voir affaire T-156-98, RJB Minig contre la Commission, recueil de jurisprudence [2001] II-337.

220 Réponse d'EDP à la CG, 28.10.2004, p. 26.

221 Les seuls AAE dont la résiliation ne dépend pas d'EDP sont ceux de Tejo Energia et de Turbogás. De ce fait, dans l'hypothèse (très peu probable) où ces deux AAE serait encore en vigueur après l'entrée en activité de MIBEL, EDPD ne serait pas contrait d'acheter auprès du pool pour plus de [70-80]*% de ses besoins.

222 Formulaire CO, page 81.

223 [...]

224 [...]

225 Formulaire CO, pages 13 et 78.

226 Compte rendu de la réunion avec Iberdrola, 08.09.2004.

227 Compte rendu de la réunion avec Iberdrola, 08.09.2004.

228 Compte rendu de la réunion avec Iberdrola, 08.09.2004.

229 Compte rendu de la réunion avec Iberdrola, 08.09.2004.

230 Compte rendu de la réunion avec Iberdrola, 08.09.2004.

231 Voir le compte rendu approuvé d'une réunion avec International power le 19.9.2004, où il est expliqué que : "des discussions sont en cours avec [...] afin de déterminer comment le projet peut être structuré et quelles entités sont prêtes à supporter les risques du marché. [...] semble prêt à prendre un risque commercial (c.à.d. à utiliser cette TGCC pour alimenter directement le marché de gros), mais pas [...], qui souhaite que la TGCC fonctionne dans le cadre d'un accord d'achat ferme afin de ne pas supporter le risque commercial de son investissement potentiel. [...] souhaite que cette TGCC fonctionne comme [...] et fournisse un taux de retour sur investissement garanti. Contrairement à [...] et

[...], [...] n'a pas manifesté d'intérêt réel pour le développement des capacités de production de [...]. Tout le monde s'accorde parmi les [...] à considérer que le projet présente un avantage concurrentiel sur d'autres projets potentiels ex nihilo, mais des informations complémentaires sont nécessaires concernant la situation future sur le marché libéralisé (mise en œuvre du marché) avant de prendre une décision sur le projet. Il y a trop d'incertitudes pour le moment".

232 [...]

233 Voir le compte rendu approuvé de la réunion avec Gas Natural du 27.08.2004.

234 Réponse d'ENI à la demande de renseignements de la Commission du 26.07.2004.

235 [...]

236 [...]

237 Réponse à la demande de la Commission du 26.10.2004 en application de l'article 11.

238 Selon REN/REE, la puissance installée en 2008 sans TGCC supplémentaire sera de 15 GW. 3x2 TGCC de 400 MW représenteraient 2,4 GW et porteraient la puissance installée totale à 17,4 GW.

239 [...]

240 Indépendamment de leur compatibilité avec le droit de la concurrence.

241 [...]

242 [...]

243 [...]

244 [...]

245 [...]

246 [...]

247 Compte rendu de la réunion avec Iberdrola, 08.09.2004.

248 [...]

249 Ce ratio se réfère à la réserve de puissance disponible, c'est-à-dire après soustraction des réserves de courant. Il s'agit donc d'un chiffre pessimiste. Voir page 25 du rapport.

250 [...]

251 ERSE/CNE, " Comentários da CNE/ERSE às soluções acordadas sobre o mercado ibérico da electricidade ", 19.12.2003.

252 Voir en particulier le compte rendu déjà cité de la réunion avec REE du 26.08.2004.

253 EDP possède et contrôle Hidrocantábrico.

254 Compte rendu de la réunion avec CNE, 07.09.2004.

255 Voir également .Study on electricity and gas markets in Portugal., Cambridge Economic Policy Associates Ltd, étude réalisée pour le compte de l'Autoridade da Concorrência, avril 2004, page 40 du rapport final (http://www.autoridadedaconcorrencia.pt/vImages/CEPA_FinalReport.pdf), qui indique que la part du producteur dominant en période de pointe de la demande dépasse 80% en 2003. Cette dépendance accrue envers le producteur dominant en période de pointe demeurera après la résiliation des AAE.

256 "Study on electricity and gas markets in Portugal", Cambridge Economic Policy Associates Ltd, pour le compte de l'Autoridade da Concorrência, avril 2004, page 38 du rapport final.

257 Réponse de [...] à la lettre de la Commission du 03.09.2004 en application de l'article 11.

258 Réponse de [...] à la lettre de la Commission du 20.07.2004 en application de l'article 11.

259 Compte rendu de la réunion avec CNE le 07.09.2004.

260 [...]

261 Compte rendu de la réunion avec CNE, 14.09.2004.

262 Compte rendu de la réunion avec Gas Natural, 27.08.2004.

263 En 2000, GALP Power est entré sur le marché de la cogénération, avec une participation à deux projets : une centrale de 44 MW pour Solvay Portugal (Póvoa de Santa iria) et une autre de 30 MW pour l'usine d'Uniteca (Carriço - Pombal).

264 [...]

265 [...]

266 [...]

267 [...]

268 [...]

269 [...]

270 [...]

271 [...]

272 Formulaire CO, page 77.

273 Réponse de [...] à la demande de la Commission du 20.07.2004 en application de l'article 11.

274 Réponse de Shell à la demande de la Commission du 17.09.2004 en application de l'article 11.

275 Réponse d'ENEL à la demande de la Commission du 17.09.2004 en application de l'article 11.

276 Compte rendu de la réunion avec Iberdrola du 08.09.2004.

277 Réponse de CEPSA à la demande de la Commission du 17.09.2004 en application de l'article 11.

278 [...]

279 Réponse de Gas Natural à la question 7 de la demande de la Commission du 17.09.2004 en application de l'article 11.

280 Réponse de Gas Natural à la question 7 de la demande de la Commission du 17.09.2004 en application de l'article 11.

281 Formulaire CO, page 128.

282 Ce gazoduc international relie également le Portugal et l'Espagne dans la partie septentrionale du Portugal, entre Braga et Tuy. Ce point sert cependant de sortie. Les parties arguent qu'il y a lieu d'en tenir compte comme d'un point d'importation au Portugal. La Commission ne partage pas ce point de vue, car i) des investissements importants seraient nécessaires pour l'utiliser comme point physique d'entrée, ii) Enagás a confirmé qu'il continuera de l'utiliser comme point de sortie (même après le lancement du terminal GNL d'El Ferrol), iii) le gazoduc présente un débit très faible à ce niveau et iv) le terminal GNL le plus proche est celui d'El Ferrol, encore en construction. En outre, Enagas a souligné, dans sa réponse à l'étude de marché de la Commission concernant les propositions de mesures correctives des parties, que la faisabilité de l'inversion du flux commercial ou physique dépend d'un accord additionnel entre les GRT portugais et espagnol qui n'existe pas à l'heure actuelle.

283 Réponse de ERSE à la question 25 du questionnaire de la Commission du 28.07.2004.

284 La Commission doit également évaluer les étapes intermédiaires de l'évolution de la structure du marché, en particulier du fait qu'une situation, même temporaire, peut avoir une incidence très négative sur la concurrence et, éventuellement, des effets à long terme.

285 Voir le rapport annuel 2003 d'EDP.

286 Dans ce contexte, la capacité disponible à l'entrée est considérée comme la capacité technique totale du gazoduc moins la capacité allouée à Enagas pour l'approvisionnement de la Galice via le territoire portugais.

287 Comme indiqué dans la note précédente, cette capacité est obtenue en soustrayant la capacité réservée par Enagas ([...] m³/an de gaz) de la capacité technique totale du gazoduc (3679 Mm³/an).

288 [...]

289 [...]

290 [...]

291 À cet égard, il convient de noter qu'un "haut dirigeant d'Enagas a exprimé l'avis qu'Enagas étant obligé de payer pour le transport du gaz via le Portugal, le gaz continuerait d'être acheminé via ce pays, même après l'entrée en service du terminal GNL de Reganosa" (voir le compte rendu approuvé de la réunion du 26.8.2004 avec Enagas). (Le terminal de Reganosa dont il s'agit ici est le terminal construit près d'El Ferrol en Galice).

292 Compte rendu de la réunion avec [...], 14.09.2004.

293 Compte rendu de la réunion avec [...], 14.09.2004.

294 À cet égard, l'article 21 de la deuxième directive "gaz" (CE-2003-55) indique que "les compagnies de gaz naturel peuvent refuser l'accès au réseau sur la base du manque de capacité".

295 Voir les chiffres communiqués par les parties le 13.09.2004. Il faut cependant noter qu'à un stade très tardif de la procédure (exposé des motifs du 26.11.2004), ENI a précisé que le taux d'utilisation du terminal oscille entre [...] et [...] et que, par conséquent, la capacité disponible pour les tiers serait inférieure. En fonction de ce taux, la capacité disponible variera entre [...] et [...] millions de m³, au lieu de [...] millions de m³. En conséquence, GDP réserverait entre [...] et [...], ce qui correspond à [70 %-80 %] de la capacité totale du terminal.

296 [...]

297 Compte rendu de la réunion avec [...], 27.08.2004.

298 Conpte rendu de la réunion avec [...], 14.09.2004.

299 Par exemple, paiement de la capacité réservée, ou principe d'obligation d'utilisation sous peine de perte définitive.

300 C'est-à-dire un volume de gaz qu'ils doivent payer indépendamment de leur consommation effective.

301 [...]

302 [...]

303 [...]

304 Compte rendu de la réunion avec [...], 27.08.2004.

305 Réponse de ENI à la demande de la Commission du 15.09.2004 en application de l'article 11.

306 Réponse de REN à la demande de la Commission du 01.09.2004 en application de l'article 11. REN considère que [Turbogás] risque de se voir appliquer la clause TOP uniquement si les conditions suivantes sont réunies : a) Turbogás consomment moins de [...] milliards de mètres cubes et b) Transgás vend moins que ce que prévoit son propre accord TOP (passé avec Sonatrach), d'une valeur de [...] milliards de m³. [En revanche], Transgás considère que l'accord TOP de Turbogás porte sur [...] milliards de m³, quelles que soient les ventes de Transgás d'une année sur l'autre. Toutefois, jusqu'à présent, Turbogás a toujours consommé au moins [...] milliards de m³ par an. Ce conflit pourrait être ravivé à l'avenir lorsque des TGCC plus efficaces entreront en service, diminuant la fréquence d'appel de Turbogás.

307 Réponse de [...] à la lettre de la Commission du 03.09.2004 en application de l'article 11.

308 Voir l'article 23, par. 1 et l'article 28, par. 3 de la deuxième directive "gaz".

309 Résolutions du Conseil des ministres 63-2003 du 3 mars 2003 et 68-2003 du 10 mai 2003.

310 Au cours d'une réunion avec la Commission tenue le 24.9.2004, le Gouvernement portugais a informé la Commission que le projet de décret-loi prévoyant l'ouverture du marché du gaz aux électriciens a été abandonné. Le Gouvernement envisage maintenant de proposer une loi prévoyant l'ouverture à diverses catégories de clients, selon un calendrier préétabli. Cette loi devrait être présentée au Parlement courant 2005.

311 Réponse à la question 9 de la lettre de la Commission du 20.07.2004 en application de l'article 11. [" En ¨Portugal se procederá así si las condiciones lo permiten a la fecha de puesta de entrada en servicio "]

312 Comme expliqué précédemment, la capacité disponible en moyenne n'a pas d'importance pour l'importation de gaz; le facteur déterminant est la capacité sur laquelle l'importateur peut compter et qu'il peut réserver.

313 Réponse de [...] à la lettre de la Commission du 20.07.2004 en application de l'article 11.

314 Réponse de [...] à la décision de la Commission arrêtée en application de l'article 6, par. 1, point c.

315 Voir l'affaire T-5-02, Tetra Laval/Commission, Recueil 2002, p. II-4381, point 159.

316 ENI détiendra 49 % de GDP à la suite de la fusion. ENI est un acteur majeur à tous les maillons de la chaîne gazière.

317 [...]

318 Appendice 11 du formulaire CO. EDP a même représenté [70-80]* % de l'électricité vendue sur le SENV, dont une partie est achetée par EDPD pour être revendue sur le SEP à des clients liés.

319 [...]

320 [...]

321 [...]

322 Tableau p. 44.

323 Réponse d'EDP à la CG, 28.10.2004, p. 42.

324 Réponse d'EDP au premier questionnaire de la Commission du 29.06.2004.

325 Compte rendu approuvé de la réunion avec International Power, 14.09.2004.

326 Réponse des parties à la décision de la Commission prise en vertu de l'article 6, paragraphe 1, point c), point 138.

327 [...]

328 [...]

329 Compte rendu de la réunion avec CNE, 14.09.2004.

330 Compte rendu de la réunion avec Gas Natural, 27.08.2004.

331 Réponse du 30.7.2004 de Gas Natural à la demande de la Commission en application de l'article 11. 332 Courriel de Centrica du 30.9.2004.

333 Réponse d'Enel Viesgo du 4.10.2004 à la demande de la Commission en application de l'article 11.

334 Réponse d'Unión Fenosa du 4.10.2004 à la demande de la Commission en application de l'article 11.

335 Réponse d'Enel Viesgo du 4.10.2004 à la demande de la Commission en application de l'article 11.

336 Demande en application de l'article 11 envoyée le 24.9.2004.

337 Premier questionnaire de la Commission aux gros clients, 14.7.2004. Les deux autres critères classés plus haut étaient "société exploitant le réseau électrique", qui s'ajoute aux avantages dont bénéficient EDP du fait de son statut d'opérateur historique, et "société possédant des capacités de production au Portugal", ce qui, comme démontré précédemment, est une réelle possibilité pour GDP.

338 Réponses au questionnaire de la Commission du 24.9.2004.

339 [...]

340 [...]

341 [...]

342 [...]

343 Réponse de [...] à la lettre de la Commission du 03.09.2004 en application de l'article 11.

344 Courriel de Centrica du 30.9.2004.

345 [...].

346 Réponse d'EDP à la CG, p. 46.

347 Plus de 20 bars.

348 Respectivement entre 4 et 20 bars et au-dessous de 4 bars.

349 À cet égard, on peut rappeler que "selon une jurisprudence constante, une entreprise qui bénéficie d'un monopole légal sur une partie substantielle du Marché commun peut être considérée comme occupant une position dominante" (Affaires jointes C-147-97 et C-148 Deutsche Post, Recueil de jurisprudence [2000], I-825, point 38).

350 Voir également l'affaire Verbund/Energie Allianz dans laquelle, sur le marché de détail de l'électricité aux petits clients, la Commission a établi que l'activité des nouveaux fournisseurs transformerait progressivement les marchés locaux en marchés nationaux (points 96 et 126).

351 Compte rendu approuvé de la réunion avec Iberdrola, 08.09.2004.

352 Réponse de Shell à la question 40 du questionnaire de la Commission du 17.09.2004.

353 Réponse d'Electrabel à la question 40 du questionnaire de la Commission du 17.09.2004.

354 Dans sa réponse à la question 40 du questionnaire de la Commission du 17.9.2004, Gas Natural a reconnu qu'il existait une masse critique de ventes à atteindre, en ajoutant qu'il était incapable de la quantifier, car "ello depende del margen de cada segmento de cliente y de los costes asociados a la flexibilidad y ajuste de desbalances (cela dépend de la marge pour chaque catégorie de clients ainsi que des coûts associés à la flexibilité et à la correction des déséquilibres)". D'autre part, Endesa, dans sa réponse à cette même question 40, a indiqué la masse minimale de ventes nécessaire pour entrer sur les différents marchés du gaz (en supposant la disponibilité du point d'entrée de Campo Maior) et précisé que "le volume requis pour les clients commerciaux et résidentiels est dû aux exigences liées aux systèmes d'information".

355 Cet article dispose que "1. Sans préjudice de l'article 16 ou de toute autre obligation légale de divulguer des informations, chaque gestionnaire de réseau de distribution préserve la confidentialité des informations commercialement sensibles dont il a connaissance au cours de ses activités, et empêche que des informations sur ses propres activités, qui peuvent être commercialement avantageuses, soient divulguées de manière discriminatoire. 2. Les gestionnaires de réseaux de distribution, dans le cadre des ventes ou des achats de gaz naturel effectués par une entreprise liée, n'exploitent pas de façon abusive les informations commercialement sensibles qu'ils ont obtenues de tiers en donnant accès ou en négociant l'accès au réseau.".

356 Voir le compte rendu approuvé de la réunion avec CNE du 07.09.2004. Il faut souligner à cet égard que le facteur figurant de loin en tête des critères déterminant, pour les clients portugais, le choix de leur fournisseur de gaz, était l'existence de "forces de vente et d'assistance techniques locales" (voir les réponses au questionnaire de la Commission adressé le 22.9.2004 aux GCI et aux petits consommateurs de gaz).

357 http://www.cne.es/pdf/PA008_04.pdfInforme sobre el consumo de gas natural en 2003, p.47 (http://www.cne.es/pdf/PA008_04.pdf). Les taux de mobilité intra-groupe correspondant des deux opérateurs historiques régionaux Naturcorp et Endesa étaient inférieurs, mais leur taux de réussite auprès des clients qu'ils approvisionnaient auparavant en qualité de fournisseur réglementé était nettement plus élevé que leur taux de réussite auprès de l'ensemble des clients.

358 Cela s'explique par le fait que 90 % des clients qui ont changé de fournisseur, et sont inclus dans les chiffres précités, sont des petits clients (voir le groupe tarifaire espagnol 3). Au total, seule une part de 5 % de la demande des petits clients s'est déplacée. (http://www.cne.es/pdf/PA008_04.pdfhttp://www.cne.es/pdf/PA008_04.pdf) Les données du CNE sur les marchés espagnols de l'électricité indiquent également qu'au premier semestre 2004, les petits clients ont eu tendance à opter pour un fournisseur du même groupe (passant du fournisseur réglementé au fournisseur commercial non réglementé du même groupe) dans une très large mesure (83-85 % de tous les changements de fournisseur en volume). http://www.cne.es/pdf/IAP_evolelectricidad.pdfToutefois, même les gros clients sont en majorité restés au sein du même groupe (75-77 % de tous les changements de fournisseur en volume) (http://www.cne.es/pdf/IAP_evolelectricidad.pdf).

359 Questionnaire aux clients du gaz (GCI) relatif à la phase I : la sécurité d'approvisionnement est placée avant le prix. Un autre signe que les opérateurs historiques sont bien placés également pour conserver les GCI tient au fait que la part de Gas Natural en 2003 dans le domaine des GCI (groupes tarifaires espagnols 2 et 3) sur le marché ouvert était de 57 %.

http://www.cne.es/pdf/PA008_04.pdfInforme sobre el consumo de gas natural en 2003, cuadro 4 (http://www.cne.es/pdf/PA008_04.pdf). Le troisième rapport d'étalonnage sur la mise en œuvre du marché intérieur du gaz et de l'électricité, document de travail de la Commission (1.3.2004) indique pour l'année 2002 des taux de changement de fournisseur compris entre 0 et 38 % (moyenne 13 %) dans le cas des gros clients industriels éligibles de 10 États membres. Le fait que les valeurs les plus élevées concernent l'Espagne peut s'expliquer par le fait que la mobilité intragroupe est incluse. Le taux moyen estimatif de mobilité sans l'Espagne est de 10 %.

360 Dans ce contexte, la capacité disponible à l'entrée est considérée comme la capacité technique totale du gazoduc moins la capacité allouée à Enagas pour l'approvisionnement de la Galice via le territoire portugais. À cet égard, il faut souligner que i) les stipulations contractuelles interdisent à Enagas de livrer du gaz au Portugal et ii) que rien ne permet de tabler sur le fait qu'à l'avenir, lorsqu'un terminal GNL sera construit en Galice par le groupe Reganosa, Enagas cessera d'utiliser cette capacité pour approvisionner la Galice. En ce qui concerne les projets d'Enagas, étant donné qu'il doit payer pour le transport du gaz via le Portugal, il est probable qu'il continuera à passer par le Portugal pour livrer la Galice, même après l'entrée en service du terminal GNL de Reganosa. (Voir le compte rendu approuvé de la réunion avec Enagas du 26.08.2004).

361 Voir le compte rendu approuvé de la réunion du 27.8.2004 entre les représentants de Gas Natural et un groupe de fonctionnaires de la Commission.

362 Réponse de ERSE à la question 25 du questionnaire de la Commission du 28.07.2004.

363 Compte rendu approuvé de la réunion avec Enagas, 26.08.2004.

364 Réponse de Gas Natural, Cepsa et Shell aux questionnaires de la Commission du 17.09.2004. Réponse de Centrica à des questions posées à la suite de la réunion du 2.9.2004, datée du 16.19.2004 (question 22).

365 Réponse de Shell et de Cepsa à la question 40 du questionnaire de la Commission du 17.09.2004.

366 Voir l'article 2, par. 31 et l'article 28, par; 3 de la deuxième directive "gaz".

367 Comme indiqué plus bas, cette ouverture était annoncée pour 2004, et devrait à présent intervenir courant 2005.

368 Consommation moyenne pour la production électrique dans le SEP en 1999-2003 : [...] millions de m³. Sur ce volume, environ [...] millions de m³ ont été consommés par la centrale bicombustible d'EDP.

369 Formulaire CO, p. 125.

370 Réponse d'ENI à la question 22 du questionnaire de la Commission du 19.08.2004.

371 Compte rendu approuvé de la réunion avec International Power, 14.09.2004.

372 REN/REE : .Prevision conjunta de la cobertura., décembre 2003.

373

[...]

374 Voir la réaction des parties à la décision de la Commission d'ouvrir une enquête approfondie, paragraphe 183.

375 [...]

376 Compte rendu approuvé de la réunion avec [...] sur [...], en août 2004.

377 Réponse d'ENI à la question 10 de la demande d'information de la Commission du 26 juillet 2004.

378 Gas Natural appréhende cependant ce lien, du fait de sa propre situation historique, dans l'autre sens (passer du commerce de détail du gaz à l'exploitation de TGCC). Il considère à ce titre les TGCC comme des "dépôts virtuels de gaz" (lorsqu'un détaillant dispose de surplus de gaz, il peut l'utiliser dans les TGCC). (Compte rendu approuvé).

379 Compte rendu approuvé de la réunion avec Enagas. Sur la revente de gaz aux exploitants de TGCC, voir également le compte rendu approuvé de la réunion avec BP.

380 Réponse d'ENI à la demande de la Commission du 30 août 2004, question 22. Les trois tranches de la centrale TER ont été supposées en service.

381 Telle que la réunion du 1.10.2004.

382 La demande captable des GCI a été calculée comme la consommation annuelle estimative diminuée des clients dont le contrat actuel avec GDP sera encore en cours, moins la consommation des deux cogénérateurs "captifs" dans lesquels GDP détient une participation (dont les contrats sont supposés venus à expiration).

383 En éliminant les incertitudes de tous les contrats des cogénérateurs et en supposant que tous font partie des contrats Transgás en cours en 2007, la Commission parvient à un chiffre légèrement inférieur mais encore très élevé, [50- 60]* % de la demande captable combinée des gros clients.

384 Reuters est plus prudent : .Fuentes diplomáticas dijeron a Reuters que, durante el encuentro, España pidió a Portugal avanzar también hacia un mercado común del gas natural, aunque no se negociaron potenciales fechas para su concreción debido a que Lisboa aún trabaja en un calendario para liberalizar ese sector.. "Des sources diplomatiques nous ont déclaré qu'au cours du sommet, l'Espagne a demandé au Portugal de progresser également vers un marché commun du gaz naturel, mais qu'il n'a pas été question de dates pour la concrétisation de ce marché, du fait que Lisbonne n'a pas encore arrêté le calendrier de la libéralisation de ce secteur". (http://www.reuters.com/locales/c_newsArticle.jsp?type=businessNews&localeKey=es_ES&storyI D=6392937http://www.reuters.com/locales/c_newsArticle.jsp?type=businessNews&localeKey=es_ES&storyID=639 2937; 1.10.2004). Un article publié dans Publico va plus loin : "Le sommet de St Jacques de Compostelle a également été marqué par l'annonce par le Ministre [des affaires économiques et du travail] Antonio Barreto à son homologue espagnol, Jose Montilla [ministre de l'Industrie, du Tourisme et du Commerce] du calendrier de la libéralisation du secteur gazier portugais. Ce calendrier révisé avance de six mois les projets. De ce fait, dès 2005, du gaz sera vendu aux centrales de cogénération, puis l'année suivante aux clients industriels. Les services gaziers libéralisés n'atteindront le consommateur qu'en 2008. Les deux pays ont également affirmé leur volonté d'harmoniser leurs législations nationales relatives aux services dans le secteur du gaz, et de progresser dans la direction d'une unification de ce marché." (http://worldnews.xignite.com/xWorldNews'aspx?articleid=EUP20041002000069http://worldnews.xig nite.com/xWorldNews'aspx?articleid=EUP20041002000069; Publié le 10/2/2004 dans Publico (sur Internet) en portugais).

385 [...].

386 Voir le compte rendu approuvé de la réunion avec CNE du 07.09.2004.

387 Compte rendu de la réunion avec Iberdrola du 08.09.2004.

388 Réponse d'EDF au questionnaire de la Commission du 17.09.2004.

389 Compte rendu de la réunion avec Iberdrola du 08.09.2004.

390 Réponse de BP au questionnaire de la Commission du 17.09.2004.

391 Compte rendu approuvé de la réunion avec International Power du 14.09.2004.

392 Voir " Study on electricity and gas markets in Portugal (Étude sur les marchés du gaz et de l'électricité au Portugal) ", rapport final, Cambridge Economic Policy Associates Ltd, pour le compte de l'Autoridade da Concorrência, avril 2004, page 42. Cet avantage concurrentiel ne s'applique pas dans le cas de l'approvisionnement des ELD.

393 Courriel de Centrica du 30.9.2004.

394 Compte rendu de la réunion avec Iberdrola du 08.09.2004.

395 Compte rendu de la réunion avec [...], 27.08.2004.

396 Le critère de loin le plus important pour les clients des ELD de gaz (principalement des petites industries) qui ont répondu à l'enquête de la Commission était l'existence de forces de vente locales et de services d'assistance technique, suivi par les relations existantes et une marque forte au Portugal. Seules deux entreprises étaient considérées comme des fournisseurs crédibles : EDP et Gas Natural (phase II de l'étude du marché par la Commission, questionnaire aux clients).

397 Comme indiqué précédemment, EDP détenait jusqu'à une période récente un contrôle conjoint sur Hidrocantábrico (voir affaire COMP/M.2684-EnBW/EDP/Cajastur/Hidrocantábrico). La Commission a autorisé le 9.9.2004 l'acquisition par EDP du contrôle total de cette société.

398 Compte rendu approuvé de la réunion avec Gas Natural, 08.09.2004.

399 Decisão do Conselho da Autoridade da concorrência, 24 septembre 2004 [.92 Acresce que, aquando da liberalização do mercado do gás natural, e considerando todo o território nacional, a entrada da EDP na actividade de distribuição de gás natural a baixa pressão na região litoral norte, poderá significar a entrada de um potencial concorrente da GDP nesta actividade, assumindo uma continuada separação entre a EDP e a GDP..]

400 Comme indiqué, l'article 13 de la deuxième directive "gaz" prévoit la séparation juridique des gestionnaires de réseau de distribution.

401 Compte rendu approuvé de la réunion avec CNE, 07.09.2004.

402 [...]

403 Réponse à la question 2 de la lettre de la Commission du 19.08.2004 en application de l'article 11.

404 [...]

405 Deuxième demande générale en application de l'article 11 envoyée aux concurrents, septembre 2004.

406 Iberdrola détient actuellement une participation de 5 % dans GALP.

407 Voir le compte rendu approuvé de la réunion avec Iberdrola du 08.09.2004.

408 [...]

409 Voir par exemple l'affaire C-179/90, Merci convenzionali Porto di Genova,

[1991] recueil de jurisprudence I- 58889, point 15.

410 [...].

411 Voir réponse d'ENI à la communication des griefs, point 160.

412 Contribution fournie par les parties le 09.08.2004.

413 Contribution fournie par les parties le 09.08.2004.

414 Contribution faite par les parties le 09.08.2004.

415 La Section III de l'accord REN est joint comme Pièce 1 des mesures correctives présentées par les parties le 28 octobre 2004.

416 Ces accords sont : [...]

417 C'est-à-dire toutes les entreprises contrôlées exclusivement par EDP ou par Eni.

418 C'est-à-dire toutes les entreprises contrôlées exclusivement par EDP ou par Eni.

419 C'est-à-dire toutes les entreprises contrôlées exclusivement par EDP ou parEni.

420 C'est-à-dire toutes les entreprises contrôlées exclusivement par EDP ou Eni.

421 C'est-à-dire toutes les entreprises contrôlées exclusivement par EDP ou Eni.

422 C'est-à-dire toutes les entreprises contrôlées exclusivement par EDP ou Eni.

423 Cf. Affaire T-102-96, Gencor/Commission, Rec [1999] p. II-753, point 316, et communication de la Commission de mars 2001 relative aux mesures correctives acceptables en vertu du règlement (CEE) n° 4064-89 du Conseil et du règlement (CE) n° 447-98 de la Commission (JO C 68 du 2.3.2001, p. 3), paragraphe 9.

424 Voir le compte rendu approuvé d'une réunion avec International Power le 19.9.2004, où il est expliqué que : "des discussions sont en cours avec [...] afin de déterminer comment le projet peut être structuré et quelles entités sont prêtes à supporter les risques du marché. [...] semble prêt à prendre un risque commercial (c.à.d. à utiliser cette TGCC pour alimenter directement le marché de gros de l'électricité), mais pas [...], qui souhaite que la TGCC fonctionne dans le cadre d'un accord d'achat ferme afin de ne pas supporter le risque commercial de son investissement potentiel. [...] souhaite que cette TGCC fonctionne comme [...] et fournisse un taux de retour sur investissement garanti. Contraitement à [...] et [...], [...] n'a pas manifesté d'intérêt réel pour le développement des capacités de production

de [...]. Tout le monde s'accorde parmi les [...] à considérer que le projet présente un avantage concurrentiel sur d'autres projets potentiels ex nihilo, mais des informations complémentaires sont nécessaires concernant la situation future sur le marché libéralisé (mise en œuvre du marché) avant de prendre une décision sur le projet. Il y a trop d'incertitudes pour le moment".

425 Communication de la Commission concernant les mesures correctives recevables conformément au règlement (CEE) n°4064-89 du Conseil, paragraphe 48.

426 [...] [...]

427 [...] 428 Il faut noter qu'il est peu vraisemblable qu'Enagas, ou d'autres entreprises du secteur gazier, se lance dans une bataille juridique longue et coûteuse pour contester cette clause. 429 La demande d'Enagás a été présentée au conseil d'administration de Gasoduto Extremadura, dont GDP/Transgás est un autre actionnaire principal. 430 L'Espagne a introduit un programme de cession portant sur 25 % de ses approvisionnements en gaz en provenance de l'Algérie par le gazoduc du Maghreb de 2001 à 2004. Pour être recevables, les offres des soumissionnaires devaient comporter des plans visant à assurer l'approvisionnement en gaz par un autre canal une fois le programme de cession terminé. Sur quatorze opérateurs gaziers agréés ayant présenté des offres, six ont reçu une capacité (BP, Iberdrola, Unión Fenosa, Endesa, Hidrocantábrico et Shell). Le prix moyen payé par les soumissionnaires était équivalent au coût d'achat de l'opérateur historique plus des frais fixes de gestion.

431 Réponse de CNE du 5.11.2004.

432 Réponse de CNE du 5.11.2004.

433 Il faut noter que l'objet de l'engagement n'est pas tout à fait clair.

434 À cet égard, il convient de souligner que la communication de la Commission concernant des mesures correctives indique clairement que "c'est aux parties qu'il incombe de démontrer que les engagements proposés, une fois mis en œuvre, élimineront le problème de création ou de renforcement d'une position dominante constatée par la Commission" (paragraphe 6).

435 Pour rappel, un groupe TGCC a une capacité de production moyenne de 400 MW, ce qui représente 4 % de la capacité de production du Portugal.

436 Voir par exemple [...]

437 Il convient de rappeler que, dans sa décision du 30.10.2003 concernant l'affaire Sydkraft/Graninge (COMP/M.3268, p. 26), la Commission a estimé que la Suède n'était isolée de toutes les autres régions de la zone Nordpool que pendant 5,5 % (2000), 0 % (2001), 0,1 % (2002) et 0 % (janvier - septembre 2003) du temps. La proportion des périodes d'isolement entre les différents territoires voisins et la Suède étaient légèrement plus élevée, mais restaient faibles en général (par exemple, 7 % en moyenne entre la Suède et l'est du Danemark au cours de la même période). Bien que la Commission ait estimé que le marché de la production/de gros pourrait dépasser les frontières de la Suède, elle ne s'est pas prononcée sur les limites géographiques exactes du marché. Voir également la décision de l'autorité de concurrence danoise dans l'affaire Elsam/NESA /http://www.ks.dk/konkurrence/afgoerelser/2004/R2403/elsam/ selon laquelle les marchés de gros de l'électricité ne dépassent pas les frontières du Danemark.

438 Dans la pratique, il serait certainement difficile pour la Commission d'exercer un contrôle étroit sur toutes les délibérations et décisions du conseil d'administration de Turbogás, et notamment celles qui reposent sur une base plus informelle, et le mandataire aura probablement tendance à prendre largement en compte les intérêts financiers d'EDP même en l'absence d'instructions explicites de la part de cette dernière, simplement grâce à des consultations préalables avec elle. Il est donc probable qu'EDP, grâce à cet "avantage de la proximité", s'abstiendra d'influencer significativement la manière dont le mandataire interprète son rôle et ses obligations. Hormis les rapports écrits du mandataire, l'application de cette mesure corrective de nature comportementale serait difficile à contrôler sans l'aide constante et vigilante des autres actionnaires de Turbogás. On peut cependant escompter que ces autres actionnaires (en particulier International Power, mais aussi Koch Transporttechnik) auront grandement intérêt à conserver de bonnes relations avec EDP. Il est fait référence d'une part au précontrat d'achat ferme et d'achat d'actions entre International Power et EDP. D'autre part, Koch Transporttechnik est susceptible de devenir un actionnaire sortant en vertu d'un accord conclu avec International Power concernant la vente de sa participation de 5 % dans International Power (voir le communiqué de presse d.International Power du 4.11.2004; http://www.ipplc.com/ipplc/media/newsreleases/2004/2004-11-04/. [...]

439 Voir le point i) du paragraphe 678.

440 Voir le point vii) du paragraphe 678.

441 Paragraphe 11 des engagements d'ENI.

442 Paragraphe 20 des engagements d'ENI.

443 Ainsi que cela est expliqué plus haut, ENI [...]

444 Paragraphes 8 et 10 des engagements d'ENI.

445 Paragraphe 10 des engagements d'ENI.

446 Paragraphe 8 des engagements d'ENI.

447 Paragraphes 28 et 29 des engagements d'ENI.

448 Paragraphe 28 des engagements d'ENI.

449 Le règlement impose de toujours conserver une quantité minimale de gaz dans l'installation souterraine comme réserve stratégique.

450 Paragraphe 35 des engagements d'ENI.

451 Paragraphe 40 des engagements d'ENI.

452 Paragraphe 17 des projets d'engagements du 28.10.2004.

453 Calendrier I des engagements d'EDP

454 Dans la pratique, il serait certainement difficile pour la Commission d'exercer un contrôle étroit sur toutes les délibérations et décisions du conseil d'administration de Turbogás, et notamment celles qui reposent sur une base plus informelle, et le mandataire administrateur aura probablement tendance à prendre largement en compte les intérêts financiers d'EDP même en l'absence d'instructions explicites de la part de cette dernière, simplement grâce à des consultations préalables avec elle. Il est donc probable qu'EDP, grâce à cet "avantage de la proximité", s'abstiendra d'influencer significativement la manière dont le mandataire administrateur interprète son rôle et ses obligations.

Hormis les rapports écrits du mandataire, l'application de cette mesure corrective de nature comportementale serait difficile à contrôler sans l'aide constante et vigilante des autres actionnaires de Turbogás. On peut cependant escompter que ces autres actionnaires (en particulier International Power, mais aussi Koch Transporttechnik) auront grandement intérêt à conserver de bonnes relations avec EDP. Il est fait référence d'une part au précontrat d'achat ferme et d'achat d'actions entre International Power et EDP. D'autre part, Koch Transporttechnik est susceptible de devenir un actionnaire sortant en vertu d'un accord conclu avec International Power en vue de vendre sa participation de 5 % à International Power (voir le communiqué de presse d.International Power du 4.11.2004; http://www.ipplc.com/ipplc/media/newsreleases/2004/2004-11-04/. [...]

455 Se reporter au compte rendu approuvé d'une réunion avec International Power le 19.9.2004. Il faut ajouter que les deux actionnaires de contrôle de Tejo Energia, International Power et Endesa, ont conclu des accords avec EDP portant sur la capacité de production fonctionnant au gaz au Portugal.

456 Pour la fourniture de gaz aux ELD, seule la quantité de gaz achetée par les ELD est prise en compte et non le nombre de clients que chaque ELD fournit ensuite.

457 De même que cette aptitude bien moindre de Setgás n'est pas compensée par Beiragás et Tagusgás qui ont, à elles deux, 7 clients de ce type dont la consommation annuelle n'est que de [...] Mm3.

458 [...] [...]

459 Il convient également de noter que cette cession conditionnelle de capacité (qui, dans certaines circonstances improbables, peut nécessiter une cession d'une certaine quantité de gaz) ne correspond pas au programme de cession de gaz, préconisé par les participants au marché dans le cadre de la consultation de la Commission relative au premier ensemble d'engagements, qui aurait pu constituer une incitation supplémentaire à entrer sur le marché.

460 À cet égard, il convient de souligner une nouvelle fois que la communication de la Commission concernant des mesures correctives indique clairement que "c'est aux parties qu'il incombe de démontrer que les engagements proposés, une fois mis en œuvre, élimineront le problème de création ou de renforcement d'une position dominante constatée par la Commission" (paragraphe 6).

461 Ainsi que cela est indiqué plus haut, dans le deuxième train d'engagements, la diminution de la part de marché aurait été limitée à [10-20] % en termes de clientèle et à [0-10] % en termes de volume ce qui n'aurait pas équivalu à la part de marché de Portgás, même en prenant conjointement en considération la cession éventuelle de Beiragás et de Tagusgás.

462 Le délai pour la présentation de mesures correctives était le 17.11.2004.

463 Dans une note explicative, ENI calcule la capacité nécessaire pour honorer ces contrats en s'appuyant sur un taux d'utilisation (qui est fonction de la souplesse requise par le marché) oscillant entre [...] et [...].

464 JO L 61 du 2.3.1998, p. 1. Règlement comme modifié par l'acte d'adhésion de 2003.

465 JO C 68 du 2.3.2001, p. 3.

466 Les AAE sont des contrats conclus entre deux parties et auxquels il ne peut donc être mis fin qu'avec l'accord des deux parties (par exemple, EDP et REN).

467 [...]

468 Document présenté par ENI le 26.11.2004.

469 Note explicative jointe à la note à la Commission européenne le 26 novembre.

470 Voir l'arrêt du 3 avril 2003 dans l'affaire T-119-02 Royal Philips Electronics NV/Commission des Communautés européennes, Rec. 2003, p. II-1433, point 235 et décision de la Commission du 14 mars 2000 dans l'affaire COMP/M.1672 Volvo/Scania (JO L 143 du 29.5.2001, p. 74), points 359-361.

471 Le projet de décision finale dans les affaires de fusion est normalement examiné lors de l'avant-dernière réunion de la Commission précédant l'expiration du délai fixé à l'article 10, paragraphe 3, du règlement sur les concentrations, afin de permettre au collège de prendre une décision sur un texte modifié dans le cas où une majorité de ses membres s'opposerait au premier projet. En l'espèce, le délai fixé à l'article 10, paragraphe 3, du règlement est le 15 décembre 2004 et l'avant-dernière réunion de la Commission avant l'expiration de ce délai est celle du 9 décembre 2004.

Avis du Comité Consultatif en matière de concentrations donné lors de sa 130ème réunion du 26 novembre 2004 concernant un projet de décision sur l'Affaire COMP/M.3440-EDP/ ENI/GDP

1. Le Comité consultatif est d'accord avec la Commission que l'opération notifiée constitue une concentration au sens de l'article 3 (1) (b) du règlement 4064-89 et qu'elle a une dimension communautaire.

2. Le Comité consultatif est d'accord avec la Commission que pour évaluer l'opération actuelle, les marchés pertinents sont : -

a) le marché de gros d'électricité, comprenant la production d'électricité aux centrales et l'électricité physiquement importée par les interconnections;

b) la prestation de services accessoires pour l'équilibrage du réseau, la définition précise de ce (ces) marché (s) émergeant(s) pouvant

c) la vente au détail d'électricité aux Grands Clients Industriels (GCI) être laissée ouverte; (HT et MT)

d) la vente au détail d électricité aux petits clients (c'est-à-dire de plus petits clients industriels, commerciaux et domestiques (BT) En gaz naturel, dès l'ouverture des marchés : -

e) fourniture de gaz aux producteurs d'énergie (CCGTs)

f) fourniture de gaz aux Sociétés Locales de Distribution (SLD)

g) fourniture de gaz aux Grands Clients Industriels (GCI)

h) fourniture de gaz aux petits clients (c'est-à-dire de plus petits clients industriels, aux clients commerciaux et domestiques)

3. Le Comité consultatif est d'accord avec la Commission que pour évaluer l'opération actuelle, les marchés géographiques pertinents sont les suivants : -

a) le marché de gros d'électricité est portugais dans le champ d'application et restera ainsi durant le temps de l'opération, notamment en raison de la différence des situations concurrentielles de chacun des deux pays ibériens qui perdureront dans un proche avenir;

b) les marchés de vente au détail d'électricité sont portugais dans leur champ d'application;

c) le marché géographique pour les prestations de services accessoires pour l'équilibrage du réseau est national ;

d) en ce qui concerne les marchés pertinents de gaz mentionnés ci- dessus, tous les marchés, excepté le marché pour l'approvisionnement en gaz aux petits clients, sont nationaux dans leur champ d'application. En ce qui concerne le marché pour l'approvisionnement aux petits clients, qui devrait devenir national rapidement après l'ouverture du marché à la concurrence, son champ d'application géographique n'est pas plus grand que national mais sa délimitation exacte peut être laissée ouverte.

4. Le Comité consultatif est d'accord avec la Commission que la concentration notifiée renforcera :

i. la position dominante de EDP au Portugal sur le marché de l'électricité en gros

ii. la position dominante de EDP au Portugal sur le marché pour la prestation de services auxiliaires

iii. la position dominante de EDP au Portugal sur les marchés de la vente au détail d'électricité aux GCI

iv. la position dominante de EDP au Portugal sur les marchés de la vente au détail d'électricité aux petits clients

v. la position dominante de GDP au Portugal sur le marché de l'approvisionnement en gaz naturel aux CCGT

vi. la position dominante de GDP au Portugal sur le marché de l'approvisionnement en gaz naturel aux SLD

vii. la position dominante de GDP au Portugal sur le marché de l'approvisionnement en gaz naturel aux GCI

viii. la position dominante de GDP au Portugal sur le marché national (ou sur les cinq marchés régionaux) pour l'approvisionnement en gaz naturel aux petits clients ;

en conséquence de quoi la concurrence efficace sera sensiblement génée dans une partie substantielle du Marché commun au sens de l'article 2 paragraphe 3 du règlement de fusion.

5. La majorité du Comité consultatif est d'accord avec la Commission que les engagements soumis par les partis sont insuffisants pour répondre :

a) aux problèmes concurrentiels sur le marché de l'électricité de gros résultant des effets horizontaux de la transaction (élimination du principal concurrent potentiel)

b) aux problèmes concurrentiels sur le marché de l'électricité de gros résultant de chacun de ces effets verticaux :

i. accès privilégié à l'infrastructure de gaz

ii. augmentation des coûts des rivaux

iii. accès aux informations confidentielles (prix du gaz et nomination quotidienne)

c) aux problèmes concurrentiels sur le marché pour les services accessoires

d) aux problèmes concurrentiels dans la vente au détail d'électricité aux GCI

e) aux problèmes concurrentiels dans la vente au détail d'électricité aux petits clients

f) aux problèmes concurrentiels sur le marché pour la fourniture de gaz aux CCGT

g) aux problèmes concurrentiels sur le marché pour la fourniture de gaz aux SLD

h) aux problèmes concurrentiels sur le marché pour la fourniture de gaz aux GCI

i) aux problèmes concurrentiels sur le(s) marché (s) pour la fourniture de gaz aux petits clients en conséquence de quoi, la concentration devrait être déclaré incompatible avec le Marché commun.

Une minorité s'est abstenue.

6. Le Comite consultatif accepte de demander a la Commission de prendre en considération les remarques et les commentaires formules par le Comite consultatif et recommande la publication de son avis dans le Journal officiel des Communautés européennes.

RAPPORT FINAL DU CONSEILLER AUDITEUR DANS L'AFFAIRE COMP/M.3440 - EDP/ENI/GDP

(élaboré conformément à l'article15 de la décision 2001-462-CE, CECA de la Commission du 23mai 2001 relative au mandat des conseillers auditeurs dans certaines procédures de concurrence - JO L 162 du 19.6.2001)

Le 9 juillet 2004, la Commission a reçu notification, en application de l'article 3 paragraphe 1, point b, du règlement n° 4064-89 du Conseil, d'un projet de concentration visant à l'acquisition par les entreprises EDP et ENI du contrôle en commun de l'entreprise GDP.

Au terme de la première phase de la procédure, la Commission est arrivée à la conclusion que l'opération soulevait des doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché commun. Le 12 août 2004, la Commission a par conséquent ouvert la procédure prévue à l'article 6, paragraphe 1, point c), du règlement sur les concentrations.

Le 12 octobre 2004, la Commission a envoyé aux parties une communication des griefs, dans laquelle elle conclut, à titre préliminaire, que l'opération projetée est incompatible avec le Marché commun car elle conduirait (i) au renforcement de la position dominante d'EDP sur les marchés portugais de la vente en gros d'électricité, de la fourniture au détail d'électricité ainsi que sur le marché de la fourniture de services auxiliaires ; et (ii) au renforcement de la position dominante de GDP sur les marchés portugais de l'approvisionnement en gaz aux usines à cycle combiné, aux grands clients industriels, aux sociétés locales de distribution, ainsi que sur le marché de l'approvisionnement en gaz aux petits clients (industriels, commerciaux et particuliers).

Les parties ont eu accès au dossier par l'envoi d'un CD-Rom avec la Communication des griefs et ont répondu à la Communication des griefs le 27 octobre 2004. Les parties ont renoncé à la tenue d'une audition formelle.

Le 28 octobre 2004, les parties ont proposé des engagements en vue de remédier aux problèmes de concurrence identifiés par la Commission dans sa communication des griefs. Ces propositions d'engagements ont fait l'objet d'une enquête de marché dont le résultat a été communiqué aux parties. Les engagements ont été jugés très insuffisants par les services de la Commission. Le 17 novembre 2004, les parties ont soumis de nouveaux engagements ne modifiant que légèrement ceux qui avaient été initialement présentés.

Le 19 novembre 2004, la Commission a envoyé aux Membres du Comité consultatif en matière de concentrations un projet de décision sur la base de l'article 8, paragraphe 3, du Règlement Concentration, déclarant le projet de concentration, tel que modifié par les propositions d'engagements, incompatible avec le Marché commun.

L'affaire n'appelle aucune observation particulière concernant le droit d'être entendu.