CCE, 21 décembre 2005, n° M.3696

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 (CE) n° 139-2004 du Conseil du 20 janvier 2004 relatif au contrôle des concentrations entre entreprises (1), et notamment son article 8, paragraphe 2, vu la décision de la Commission du 7 juillet 2005 d'ouvrir la procédure dans la présente affaire, après avoir donné aux entreprises concernées la possibilité de faire valoir leurs observations sur les griefs formulés par la Commission, après consultation du comité consultatif sur le contrôle des opérations de concentration entre entreprises (2), vu le rapport final du conseiller-auditeur dans la présente affaire (3), considérant ce qui suit:

(1) Le 2 juin 2005, la Commission a reçu une notification relative à un projet de concentration, conformément à l'article 4 du règlement (CE) n° 139-2004 du Conseil ("le règlement sur les concentrations"), en vertu duquel la société E.ON Ruhrgas International AG ("ERI") acquiert, au sens de l'article 3, paragraphe 1, point b), du règlement sur les concentrations, le contrôle de l'ensemble des entreprises MOL Földgázellátó Rt. ("MOL WMT", Hongrie) et MOL Földgáztároló Rt. ("MOL Storage", Hongrie), actuellement filiales à 100 % de MOL Hungarian Oil and Gas ("MOL", Hongrie), par achat d'actions. ERI achètera également les actions détenues par MOL dans Panrusgáz Magyar-Orosz Gázipari Rt. ("Panrusgáz", Hongrie), une entreprise commune créée par OAO Gazprom (Russie) et MOL.

(2) Après examen de la notification, la Commission a conclu que l'opération notifiée tombait dans le champ d'application du règlement sur les concentrations et soulevait des doutes quant à sa compatibilité avec le marché commun.

I. LES PARTIES

A. E.ON

(3) ERI est une filiale à 100 % de E.ON Ruhrgas AG, qui est pour sa part une filiale indirecte de E.ON AG (Allemagne). Les trois sociétés font partie du groupe E.ON, qui est une société du secteur de l'énergie à capitaux privés axée sur la fourniture d'électricité et de gaz. En conséquence, l'acquéreur sera dénommé ci-après "E.ON".

B. MOL

(4) MOL est un groupe pétrolier et gazier intégré opérant principalement en Hongrie sur les marchés du gaz naturel, du pétrole, des combustibles et des produits chimiques. C'est une société anonyme cotée à la bourse de Budapest. L'État hongrois détient encore 12 % de son capital, plus une action privilégiée.

II. L'OPÉRATION ET LA CONCENTRATION

A. L'opération

(5) Les entreprises qui seront achetées sont les filiales à 100 % suivantes de MOL: - "MOL WMT" (acronyme de Wholesale, Marketing et Trading) est une entreprise de service public opérant sur le marché de gros et un négociant en gaz qui fournit du gaz naturel aux distributeurs de gaz régionaux, aux clients industriels et aux grandes centrales électriques de Hongrie; - MOL Storage exploite cinq installations de stockage de gaz naturel situées en Hongrie. La fourniture de services de stockage constitue sa seule activité. (5)

(6) E.ON acquerra une participation de 75 % moins une action dans MOL WMT et MOL Storage. Les accords prévoient une option de vente d'une durée de cinq ans, en vertu de laquelle MOL peut vendre à E.ON sa participation résiduelle de 25 % plus une action dans MOL WMT et MOL Storage.

(7) E.ON acquerra une participation de 50 % que MOL détient dans Panrusgáz. Panrusgáz est une entreprise commune créée par OOO Gazexport, une filiale de Gazprom et MOL. MOL détient actuellement 50 % des actions de Panrusgáz, Gazexport, 40 % et Interprocom (une société qui entretient des liens étroits avec Gazprom), 10 %.

(8) Mol Földgázszállító Rt. ("MOL Transmission"), une autre filiale à 100 % de MOL, ne sera pas achetée par E.ON dans le cadre de la présente opération. En revanche, une option de vente est accordée à MOL, en vertu de laquelle MOL pourra demander à E.ON d'acheter une participation de 25 % plus une action ou de 75 % moins une action dans MOL Transmission au cours des deux prochaines années.

(9) Enfin, MOL conserve le contrôle de son activité d'exploration et de production de gaz (la division gazière en amont MOL Exploration et Production ("MOL E&P")). Toutefois, dans le cadre de l'opération, MOL et MOL WMT ont conclu un nouveau contrat de fourniture de gaz à long terme concernant le gaz produit par MOL E&P (le "contrat de fourniture").

B. Acquisition de la participation de MOL dans Panrusgáz

(10) Les parties déclarent que la seule activité de Panrusgáz consiste à acheter du gaz à Gazexport pour le revendre à MOL WMT. Par conséquent, Panrusgáz n'opère que pour ses actionnaires et n'a aucune relation d'affaires avec des tiers. Elles estiment donc que Panrusgáz, d'un point de vue technique, n'est pas partie à la concentration, parce qu'elle ne constitue pas une entreprise commune de plein exercice. Sur la base des informations disponibles, la Commission est portée à considérer que Panrusgáz n'est pas une entreprise commune de plein exercice et que son acquisition ne fait donc pas partie de la concentration examinée dans la présente affaire.

(11) Dans tous les cas, compte tenu de l'importance cruciale de l'accès aux ressources gazières étrangères et russes en particulier, l'acquisition de la participation de MOL dans Panrusgáz devra être prise en considération dans l'appréciation de l'opération sous l'angle de la concurrence.

C. Option de vente relative à MOL Transmission

(12) L'opération projetée n'entraîne aucune modification du contrôle de MOL Transmission et cette société ne fait donc pas partie de la concentration évaluée dans la présente affaire.

(13) Néanmoins, compte tenu de l'importance cruciale de l'accès au réseau de transport de gaz, l'option de vente prévue par les accords sera examinée dans le cadre de l'appréciation de l'opération au plan de la concurrence.

(14) Enfin, la Commission prend acte que le changement de contrôle qui pourrait résulter de l'exercice de l'option de vente constituerait de toute manière une concentration aux fins du contrôle des concentrations et serait donc examiné de manière approfondie par les autorités de la concurrence (la Commission européenne ou les autorités nationales de la concurrence).

D. Concentration

(15) Considérant la structure de l'opération, l'acquisition du contrôle exclusif de MOL WMT et MOL Storage par E.ON constitue la concentration évaluée dans la présente affaire.

III. LA DIMENSION COMMUNAUTAIRE

(16) Les entreprises concernées font état d'un chiffre d'affaires total sur le plan mondial supérieur à cinq milliards d'euro (4). Chacune des entreprises concernées réalise un chiffre d'affaires total dans la Communauté supérieur à 250 millions d'euro, mais elles ne réalisent pas plus des deux tiers de leur chiffre d'affaires total dans la Communauté consolidé dans un seul et même État membre. L'opération notifiée revêt donc une dimension communautaire.

IV. LA PROCÉDURE

(17) Le 7 juillet 2005, la Commission a engagé la procédure conformément à l'article 6, paragraphe 1, point c), du règlement sur les concentrations.

(18) Le 2 août 2005, la procédure a été suspendue pendant huit jours conformément à l'article 10, paragraphe 4, du règlement sur les concentrations, compte tenu du fait qu'EON n'avait pas répondu de façon exhaustive et dans les délais requis à une décision lui demandant de fournir des renseignements, conformément à l'article 11, paragraphe 3, du règlement sur les concentrations.

(19) Une communication des griefs a été adressée à EON le 19 septembre 2005. Comme convenu entre E.ON et MOL, une version de la communication des griefs ne comportant pas les secrets d'affaires d'E.ON a été transmise à MOL par les représentants légaux d'E.ON. Dans les jours qui ont suivi, l'accès au dossier de la Commission a été accordé. E.ON et MOL ont eu la possibilité de communiquer leurs observations, pour le 3 octobre 2005, sur les conclusions préliminaires de la Commission figurant dans la communication des griefs. Ce délai a ensuite été prorogé jusqu'au 6 octobre 2005, à la demande d'E.ON. La réponse d'E.ON est parvenue à la Commission le 5 octobre 2005 et les observations de MOL, le 6 octobre 2005.

(20) Les parties n'ont pas demandé à pouvoir développer leurs arguments dans le cadre d'une audition.

(21) Le 21 octobre 2005, le conseiller-auditeur a répondu favorablement à la demande d'Energie Baden-Württemberg AG, qui demandait à être considéré comme un tiers intéressé. Le même jour, la Commission a envoyé à cette société un résumé non confidentiel de la communication des griefs.

(22) Le 20 octobre 2005, E.ON a proposé des engagements, qui ont été modifiés les 11 novembre, 15 novembre et 8 décembre 2005, respectivement. Après consultation des acteurs du marché sur les engagements proposés, E.ON a sensiblement amélioré son projet d'engagements, notamment en ce qui concerne la durée du programme de cession de gaz ainsi que le mécanisme de prix et les ventes aux enchères de gaz.

(23) À la suite d'une demande expresse introduite par E.ON, que MOL a approuvée, la Commission a adopté, le 10 novembre 2005, une décision au titre de l'article 10, paragraphe 3, deuxième alinéa, du règlement sur les concentrations, afin de prolonger la procédure de onze jours ouvrables.

(24) Le comité consultatif en matière de concentrations a examiné le projet de décision le 6 décembre 2005.

V. LES MARCHÉS EN CAUSE

(25) L'opération concerne les secteurs du gaz et de l'électricité. Les activités propres à ces secteurs peuvent être classées en plusieurs marchés de produits distincts. L'analyse suivante prévoit, premièrement, la définition des marchés de gaz naturel en cause et, deuxièmement, la définition des marchés de l'électricité en cause.

(26) Conformément à des décisions antérieures de la Commission, la définition du/des marché(s) de produits en cause doit tenir compte du degré d'ouverture existant et prévu de ces marchés (5). En conséquence, chaque chapitre comprendra une description du cadre réglementaire incluant l'état de l'ouverture des marchés du gaz et de l'électricité en Hongrie et leur évolution escomptée.

(27) Il convient de relever d'emblée que, dans leur réponse à la communication des griefs, les parties n'ont contesté aucune des définitions des marchés de produits en cause.

A. Marchés gaziers en cause

(i) Le secteur du gaz naturel en Hongrie

a. La demande de gaz

(28) Le gaz naturel est la plus importante source d'énergie en Hongrie. Le gaz satisfait actuellement 48 % de la consommation énergétique de base du pays, ce qui représente le taux le plus élevé de la Communauté (6). Environ 80 % de la population consomme du gaz naturel et 25 % de l'électricité est produite à partir du gaz naturel. En 2004, le marché hongrois du gaz représentait au total 14 milliards de mètres cubes ("mmc"), dont 5,6 mmc pour les clients industriels et commerciaux, 3,2 mmc pour les centrales électriques et 5,2 mmc pour les ménages. La demande de gaz devrait augmenter pour passer de 14 mmc en 2004 à [15-20]* mmc en 2020 (soit un taux composé de croissance annuelle d'environ [0-2 %]*, en raison de l'augmentation du produit intérieur brut hongrois et du développement des centrales électriques au gaz.

<emplacement tableau>

b. Sources de gaz

(29) Le gaz naturel est importé de sources étrangères ou acheté aux producteurs de gaz hongrois pour être fourni aux clients sur le marché hongrois.

Production nationale

(30) La production hongroise de gaz n'est pas négligeable, puisqu'elle s'élevait à près de 3 mmc en 2004, ce qui représente environ 20 % de la consommation nationale de gaz. La totalité de la production nationale est aux mains de MOL E&P. Il faut ajouter qu'outre MOL E&P, il existe un autre petit producteur de gaz indépendant en Hongrie, El Paso, qui vend également la totalité de sa production à MOL WMT (environ 0,2 % de la consommation nationale hongroise de gaz) (8).

(31) Il existe différentes qualités de gaz en Hongrie. La majeure partie du gaz produit par MOL E&P est du gaz à haut pouvoir calorifique (9) [2-4]* milliards de m³ en 2004). MOL E&P produit de petites quantités de gaz à faible pouvoir calorifique (10) ([0-1]* milliard de m³ 2004), et un gaz de moindre qualité appelé "gaz inerte" (11) ([0-1]* milliard de m³ en 2004). La production hongroise de gaz (à haut et faible pouvoir calorifique (12)) est en déclin.

Importations

(32) Bien que la Hongrie produise du gaz naturel, les importations sont essentielles pour satisfaire la demande intérieure et la Hongrie est importatrice nette de gaz. En 2004, environ 80 % du gaz naturel consommé dans le pays était importé. La part des importations devrait augmenter du fait du déclin de la production nationale de gaz naturel.

(33) Les importations hongroises de gaz sont traditionnellement et principalement constituées de gaz russe. Le gaz est importé en Hongrie via les deux seuls gazoducs transfrontaliers ("points d'entrée"): le point d'entrée ukraino-hongrois de Beregovo (gazoduc Fraternité, capacité: 15,01 milliards de m³/an, soit 43,1 millions de m³/jour) et le point d'entrée austro-hongrois (Hungary-Austria Gasleitung - gazoduc HAG à Baumgarten, capacité: 4,5 milliards de m³/an, soit 12,3 millions de m³/jour). Par ailleurs, il existe un point de sortie à la frontière entre la Hongrie et la Serbie par lequel la Serbie et la Bosnie-Herzégovine importent du gaz russe qui transite par la Hongrie.

(34) Les capacités disponibles à ces points d'entrée sont essentiellement réservées et utilisées par MOL WMT pour importer du gaz dans le cadre de ses contrats de fourniture à long terme. Les capacités réservées par MOL WMT pour l'année gazière 2004/2005 sont de [10-12]* mmc/an et [25-35]* millions de m³/jour (sur 15,01 mmc/an et 41,3 millions de m³/jour) à Beregovo et [1-4]* mmc/an et [6-10]* millions de m³/jour (sur 4.5 mmc/an et 12.3 millions de m³/jour) au point d'entrée HAG (13). En outre, une capacité de transit de [3-5]* mmc/an et [10-13]* millions de m³/jour est réservée au point d'entrée de Beregovo par la société serbe Nis et la société bosniaque BHGas à des fins de transit. En conséquence, la capacité disponible au point d'entrée hongrois est très limitée pour les autres acteurs du marché (14).

(35) La construction de deux gazoducs supplémentaires est envisagée pour relier la Hongrie à la Roumanie et [...]*. Le gazoduc entre la Roumanie et la Hongrie est envisagé depuis plusieurs années par MOL et Transgaz (Roumanie). Transgaz a déjà achevé la section roumaine du gazoduc, mais la construction de la section hongroise [...]*. Le gazoduc devrait relier Algyo et Csanádpalota (canalisation de transport de 100 km, dont 45 km en Hongrie) et afficherait une capacité initiale de [1-3]* millions de m³/jour (environ [0-2]* mmc/an). Des documents internes de MOL (15) indiquent que [...]*.

(36) Par ailleurs, le projet Nabucco prévoit la construction d'un nouveau gazoduc reliant la Turquie à l'Autriche, via la Bulgarie, la Roumanie et la Hongrie, pour amener le gaz de la mer Caspienne et du Moyen-Orient (Azerbaïdjan, Iran, Syrie, Égypte et Irak, et même Kazakhstan et Turkménistan) sur les marchés européens. Les études de faisabilité ont déjà été réalisées et le projet en est actuellement au stade de la planification. La phase opérationnelle devrait débuter en 2011 et sa capacité annuelle sera de 25 mmc (projection la plus modeste) ou de 31 mmc (projection la plus ambitieuse). D'après les parties au projet, [10-20]* mmc environ devraient être disponibles au point d'entrée de Baumgarten pour le transport et la distribution en Europe.

(37) Avant l'ouverture du marché, le groupe MOL avait le monopole de toutes les activités d'achat de gaz, avec des droits exclusifs pour acheter le gaz hongrois et importer du gaz en Hongrie. Afin d'assurer sa fourniture en gaz, MOL WMT a conclu des accords de fourniture à long terme (jusqu'à [...]*) avec [...]* pour importer du gaz via les points d'entrée occidental et oriental hongrois.

(38) Les accords de fourniture à long terme conclus par MOL incluent des obligations "TOP" (pour "Take or Pay", ou "contrats de prise ferme"). Dans le contexte des contrats de gaz, les obligations TOP impliquent que l'acheteur du gaz paie dans tous les cas un certain pourcentage (généralement [70-90%]*) des quantités de gaz contractuelles, même s'il ne prend pas la totalité de ces quantités contractuelles. Ceci signifie que l'acheteur est tenu de payer le prix total, même s'il n'a pas l'occasion d'utiliser ou de revendre le gaz. L'acheteur encourt généralement des pertes TOP si - du fait de la libéralisation du marché - certains clients, dont la consommation a été calculée par le fournisseur de gaz considéré quand celui-ci recherchait du gaz pour le revendre, passent à la concurrence. Dans ce cas, le fournisseur n'a pas besoin de la totalité du volume de gaz contractuel, mais il est obligé, du fait des obligations TOP prévues dans les contrats, de payer le prix TOP. Dans le système gazier hongrois, les pertes TOP peuvent être assumées par les sociétés régionales de distribution ("SRD") et par MOL WMT si les clients éligibles qu'elles approvisionnent actuellement se tournent vers un autre fournisseur. [...]*.

(39) En ce qui concerne les importations de gaz russe par MOL WMT, Gazexport, l'unique exportateur de gaz russe, vend les quantités de gaz concernées à Panrusgáz qui, à son tour, revend les mêmes quantités à MOL WMT. Le gaz naturel importé passe ainsi directement de Panrusgáz à MOL WMT, sur la base de deux "contrats miroirs" conclus entre Gazexport/Panrusgáz et Panrusgáz/MOL WMT. En vertu de ces accords, le gaz naturel est fourni à MOL WMT via le gazoduc Fraternité à Beregovo, à la frontière ukrainienne et, dans une moindre mesure, via le gazoduc HAG à Baumgarten, à la frontière autrichienne.

(40) MOL WMT achète également du gaz auprès d'autres sources, notamment [...]* via le point d'entrée HAG. Sous la pression du Gouvernement hongrois désireux d'améliorer la sécurité de l'approvisionnement du pays, MOL a diversifié son portefeuille de fournisseurs de gaz il y a dix ans. En 1995 et 1997, la société a signé des contrats supplémentaires de fourniture de gaz (deux contrats d'une durée de [10-20]* ans avec [...]* et un contrat [...]* avec [...]*) et a établi une nouvelle jonction reliant le pays au système de transport d'Europe de l'Ouest (16). Les volumes de gaz fournis par [...]* à MOL WMT proviennent du portefeuille général de fournisseurs de gaz de [...]*. Autrement dit, le gaz vendu par ces sociétés à MOL WMT provient de tous les fournisseurs de gaz de [...]* (17) et ne peut être lié à un contrat spécifique de fourniture de ces sociétés.

(41) Enfin, MOL WMT a conclu des contrats de fourniture en 1998 avec O&G Minerals Ltd et Eurobridge, qui sont des fournisseurs de gaz non russe. Ces contrats ayant expiré, ils ont été remplacés en 2004 par un contrat (portant sur une quantité annuelle de [0-2]* mmc) avec Bothli-Trade, une filiale suisse de Eural Trans Gas. Eural Trans Gas était une société de droit hongrois qui était l'unique distributeur du gaz du Turkménistan "avec le soutien de Gazprom et de NAK Ukrainie" (18).

c. L'infrastructure gazière

Transport et distribution du gaz

(42) Le réseau hongrois de gazoducs de transport de gaz naturel à haute pression appartient à MOL Transmission, qui transporte le gaz naturel domestique et importé vers les SRD, les centrales électriques au gaz naturel et d'autres grands consommateurs industriels directement raccordés au réseau de transport.

(43) La Hongrie, dont 91 % des habitations et établissements sont déjà raccordés à un réseau de gaz naturel, dispose de vastes réseaux de canalisations de distribution à moyenne et basse pression. Ces réseaux de distribution appartiennent aux SRD. Il existe six grandes SRD en Hongrie, chacune couvrant une région différente du pays, et six plus petites (19). Les six grandes SRD sont: TIGÁZ Rt. ("TIGÁZ"), FÖGÁZ Rt. ("FOGÁZ"), DÉGÁZ Rt. ("DÉGÁZ"), ÉGÁZ Rt. ("ÉGÁZ"), KÖGÁZ Rt. ("KÖGÁZ") et DDGÁZ Rt. ("DDGÁZ"). En 2004, les ventes aux SRD ont représenté environ 76 % du volume total des ventes de gaz naturel de MOL WMT.

(44) Il faut souligner qu'il existe des réseaux de transport et de distribution distincts (qui appartiennent respectivement à MOL Transmission et aux SRD) pour le gaz 2/H et le gaz 2/S, ces différentes qualités de gaz ne pouvant être mélangées. Le gaz à faible pouvoir calorifique est distribué par des systèmes régionaux distincts à partir des gisements de gaz de MOL E&P, principalement à une clientèle de ménages. Le gaz à faible pouvoir calorifique ne représente que 5 % du total de la production hongroise de gaz, soit 1 % du total de la consommation hongroise de gaz. Les régions actuellement approvisionnées avec du gaz 2/S [...]*.

(45) Le gaz inerte produit par MOL E&P est transporté par un gazoduc direct et vendu à [...]*. Le gaz inerte représente [0-10%]* du total de la production hongroise de gaz, soit [0-5 %]* du total de la consommation hongroise de gaz.

(46) Auparavant, les SRD appartenaient également à MOL, mais elles ont été vendues à des investisseurs privés lors d'un vaste processus de privatisation mené en 1995. E.ON contrôle entièrement deux SRD (KÖGÁZ et DDGÁZ) et détient une participation dans une troisième (FOGÁZ), qui est contrôlée par la municipalité de Budapest. Trois grands groupes énergétiques internationaux détiennent une participation majoritaire ou minoritaire dans les autres SRD: GDF (contrôle exclusif de DÉGÁZ et ÉGÁZ), RWE (participation minoritaire dans TIGÁZ, FOGÁZ et DDGÁZ) et ENI/Italgas (contrôle exclusif de TIGÁZ).

Structure de propriété des SRD de gaz:

<emplacement tableau>

Stockage du gaz

(47) MOL Storage possède et exploite les cinq installations souterraines de stockage de gaz existant en Hongrie. Toutes les installations souterraines hongroises de stockage sont des gisements de gaz épuisés. Le stockage permet, en particulier, de couvrir l'écart entre l'achat de gaz, qui est relativement constant tout au long de l'année, et les besoins en gaz, qui varient considérablement selon la saison. Pour des raisons techniques et géologiques, les installations de stockage hongroises ne peuvent être utilisées que pour couvrir les variations saisonnières de la demande, mais pas pour l'écrêtement de la demande de pointe (20). Il existe également un contrat avec l'opérateur du système de transport de gaz ("OST") concernant l'utilisation du stockage à des fins d'équilibrage du système. La flexibilité des sites de stockage est modeste, mais suffisante pour gérer les variations de la demande hongroise, ainsi que le volume de gaz stocké dans les réseaux.

(48) Les cinq installations de stockage affichent une capacité totale de 3,38 mmc (avec une capacité de retrait de 44,5 millions de m³/jour). Il existe deux grands sites de stockage (Hajdúszoboszló, à l'est, avec [1-2]* mmc, et Zsana, au Sud, avec [1-2]* mmc, dont la capacité est en cours d'extension). Les trois autres sites de stockage sont beaucoup plus petits ([250-400]*, [150-250]* et [100-200]* millions de m³). En outre, MOL E&P possède plus de 50 gisements de gaz épuisés. Presque tous les gisements de gaz épuisés peuvent être convertis en installation de stockage souterraine et la convertibilité de [...]* a été concrètement examinée.

(ii) Le cadre réglementaire

a. Le cadre réglementaire actuel

(49) Le secteur hongrois du gaz naturel entame actuellement sa libéralisation. La première directive européenne relative à la libéralisation du marché du gaz a été mise en œuvre en Hongrie, avec l'entrée en vigueur, le 1er janvier 2004, de la loi hongroise sur le gaz (loi n° 42 de 2003 - "LHG") (21). Sa mise en application a été précisée par le décret gouvernemental n° 111/2003 portant modalités d'exécution de certaines dispositions de la LHG ("décret d'application") et le décret gouvernemental n° 112-2003 (tel que modifié par le décret gouvernemental n° 219-2003) ("décret sur l'éligibilité"). Une loi modifiant la LHG (loi n° 63) a été adoptée le 28 juin 2005 pour mettre en œuvre en Hongrie la directive 2003-55-CE (22) 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 et elle est entrée en vigueur le 1er août 2005. D'autres décrets d'application sont en cours d'adoption.

Organes réglementaires

(50) Le régulateur hongrois de l'énergie est l'Office hongrois de l'énergie ("OHE"). L'OHE est l'organe général de supervision du marché du gaz. Il délivre les licences nécessaires aux activités relatives au gaz et à l'électricité, supervise les opérations des acteurs du marché, approuve leurs conditions commerciales, examine les plaintes des clients, effectue les révisions de prix et sanctionne les cas de non-conformité.

(51) L'Office hongrois des mines ("OHM") est l'organe spécial de supervision chargé de la construction et de l'exploitation des gazoducs de transport et des installations de stockage. L'octroi des licences relatives à la construction de ces installations relève également de la compétence de l'OHM.

(52) Le ministère de l'économie et des transports ("MET") prend les décrets relatifs aux domaines plus techniques et plus spécifiques (tels que la sécurité opérationnelle, les conditions techniques générales, etc.) et fixe les prix officiels (tarifs) sur la base d'une proposition de l'OHE.

(53) Le Code du réseau (ou Code commercial et du réseau) englobe les règles techniques détaillées concernant l'exploitation du système gazier, telles que la définition et l'attribution des capacités disponibles, les règles de nomination, le contenu minimum des accords commerciaux, de comptage et de comptabilité. Le Code du réseau est élaboré par le comité du Code du réseau et approuvé par l'OHE. Le comité du Code du réseau comprend des représentants des titulaires de licences (opérateur du système, grossiste de service public, opérateur du système de stockage, opérateurs du système de distribution, fournisseurs de service public, négociants en gaz, négociants transfrontaliers) et des clients éligibles enregistrés (23).

Éligibilité

(54) En vertu de la législation hongroise, à partir du 1er juillet 2004, tous les clients non résidentiels sont devenus des clients éligibles libres de choisir leur fournisseur (24). Les clients résidentiels deviendront éligibles le 1er juillet 2007.

Coexistence des segments réglementés et libéralisés

(55) Le secteur gazier hongrois se caractérise par sa nature hybride, avec la coexistence d'un segment de marché réglementé (ou "marché de service public"), issu de l'ancien régime gazier hongrois, et un segment de marché libéralisé (ou "segment ouvert du marché"). Les clients éligibles ont le droit, mais pas l'obligation, d'exercer leur éligibilité et de changer de fournisseur pour pénétrer sur le segment ouvert du marché. Ils ont le choix entre continuer à se fournir, moyennant un contrat de service public, auprès de leur fournisseur de gaz historique (leur SRD ou le grossiste de service public, MOL WMT si le client était approvisionné directement par MOL WMT) ou de mettre fin à leur contrat de service public et d'acheter le gaz dont ils ont besoin auprès d'un négociant ou d'un producteur ou d'importer eux-mêmes du gaz naturel (25).

(56) La procédure de changement de fournisseur, décrite dans le décret sur l'éligibilité (articles 3-7/B), a été retouchée par le récent amendement à la LHG. Un client éligible peut mettre fin à son contrat de service public à tout moment par notification écrite adressée à son précédent fournisseur de service public. La notification met fin au contrat de service public avec effet au premier jour du quatrième mois suivant la notification de résiliation (les parties peuvent convenir d'une date différente). Selon les parties, le basculement n'implique aucun coût significatif ou investissement en temps de la part du client éligible. Les clients qui sont passés au segment ouvert du marché peuvent revenir au segment réglementé.

(57) Les clients qui ont effectivement changé de fournisseur représentaient de 5 à 6 % du total du marché hongrois de la consommation de gaz à la fin de 2004 ([5-15]* % du marché de la consommation de gaz par les clients éligibles) (26). D'après MOL, cette part augmentera pour passer à [5-15]* % en octobre 2005 ([5-15]* % du marché des clients éligibles), car, à cette date, le nombre de clients éligibles dont le contrat de service public viendra à expiration sera plus élevé.

(58) L'ancien régime gazier (régi par l'ancienne loi hongroise sur le gaz), devenu désormais le régime réglementé, est une chaîne verticale de relations exclusives fourniture/achat. Le grossiste de service public, MOL WMT, vend du gaz naturel aux SRD. Le grossiste de service public est légalement tenu de couvrir la totalité de la demande de gaz naturel aux fins des missions de service public des SRD. De leur côté, les SRD sont tenues, pour fournir leurs clients du service public, de s'approvisionner en gaz naturel exclusivement auprès du grossiste de service public. Pour remplir cette obligation, les SRD et MOL WMT ont conclu des contrats-cadres de fourniture à long terme, d'une durée de [...]* ans (27). Les conditions détaillées concernant la fourniture et les quantités sont fixées par des contrats annuels. Les SRD, fournisseurs de service public, ont à leur tour le droit et l'obligation exclusifs d'approvisionner les clients situés sur leur territoire. MOL WMT approvisionne également directement certains grands clients raccordés au réseau de transport (28). Le prix de la fourniture du gaz naturel et des autres services aux différents niveaux de la chaîne verticale de fourniture de gaz (29) sont aussi fortement réglementés (30).

(59) Contrairement aux contrats de service public, les relations entre les clients éligibles qui ont changé de fournisseur et leurs partenaires commerciaux potentiels (négociants, importateurs, etc.) relèvent majoritairement du principe de la liberté contractuelle.

Séparation juridique entre le réseau de transport et les installations de stockage

(60) Jusqu'à fin 2003, MOL détenait et exploitait la totalité du réseau de transport à haute pression et toutes les installations souterraines de stockage de Hongrie. Depuis janvier 2004, le réseau de transport et les installations de stockage de MOL WMT ont été légalement scindés en deux filiales distinctes entièrement contrôlées par MOL, respectivement MOL Storage et MOL Transmission.

Réseaux de distribution

(61) Les réseaux locaux de distribution à basse et moyenne pression par lesquels le gaz naturel est distribué aux clients finals (à l'exception de ceux qui sont directement raccordés au réseau de transport) sont détenus et exploités par les SRD. Toutefois, les activités des SRD ne se limitent pas uniquement à la distribution, puisqu'elles vendent également du gaz aux clients éligibles et non éligibles en leur qualité de fournisseurs de service public et, en théorie, en leur qualité de négociants dans le cas des clients éligibles qui ont changé de fournisseur. En vertu de la LHG, une SRD peut détenir trois licences: distribution, fourniture publique et négoce (sur le segment de marché ouvert). À ce stade, il n'existe donc pas d'autre séparation que la séparation comptable entre les différentes activités des SRD (distribution, fourniture en tant que fournisseur de service public et fourniture en tant que négociant). En pratique toutefois, la plupart des SRD ont créé une société distincte exerçant l'activité de négoce sur le segment de marché ouvert (31) et, pour le moment, aucune SRD et aucune de leurs filiales de négoce n'a de clients sur le segment de marché ouvert.

(62) En vertu de la directive 2003/55/CE, d'ici juillet 2007 au plus tard, les activités des SRD devront être séparées en entités légales distinctes, l'une chargée de l'exploitation du réseau de distribution et l'autre chargée de l'approvisionnement des clients finals.

Licences

(63) L'un des principes fondamentaux sur lesquels repose la LHG est que, pour des raisons d'intérêt public, l'exercice des activités liées au gaz est soumis au contrôle ex ante de l'OHE. Le contrôle ex ante se fait moyennant l'octroi de licences. Aux termes des articles 7 et 9 de la LHG, les activités suivantes font l'objet d'une licence: le transport (exploitation du réseau de transport à haute pression), le stockage (exploitation des cinq installations de stockage de Hongrie), la distribution (exploitation des gazoducs de distribution locaux), le commerce, la fourniture en gros de service public, la fourniture de service public (SRD), l'établissement et l'exploitation du marché organisé du gaz (échange de gaz), l'exploitation du système et l'accès aux gazoducs de gaz naturel transfrontaliers.

(64) MOL Transmission détient les licences de transport et d'exploitation du système, et MOL Storage détient la licence de stockage. MOL WMT détient une licence de grossiste de service public (pour la fourniture de gaz sur le segment réglementé du marché), une licence de négoce (pour la fourniture de gaz sur le segment ouvert du marché) et deux licences transfrontalières (une licence en tant que négociant en gaz, et une licence comme fournisseur de service public). Les SRD détiennent des licences de distribution et des licences de fourniture de service public (pour l'approvisionnement du segment réglementé du marché). Les SRD (ou, dans certains cas, une filiale distincte de la SRD) détiennent également des licences de négoce (pour l'approvisionnement du segment ouvert du marché).

(65) Actuellement en Hongrie, treize entités détiennent une licence de négoce du gaz Naturel (32) et dix-sept entités détiennent une licence transfrontalière (nécessaire pour transporter du gaz naturel via les gazoducs de transport transfrontaliers). Il s'agit des mêmes entités que celles qui détiennent une licence de négoce, plus El Paso Kft., MOL Transmission, NITROGÉNMUVEK Rt. (entreprise cliente pour le gaz) et POGO Kft.

Accès aux réseaux de gaz et au stockage

(66) Aux termes de la LHG, l'opérateur du système (dans la mesure nécessaire pour garantir la stabilité du système), le grossiste de service public, les fournisseurs de service public, les négociants, les producteurs de gaz (dans la mesure de leur production) et les clients éligibles (dans la mesure de leur consommation) ont un droit d'"ATR" (accès des tiers au réseau) aux capacités disponibles dans les systèmes de transport (33), de distribution (34) et de stockage (35). L'accès doit être accordé sur une base non discriminatoire à tous les opérateurs (36).

(67) L'article 30, paragraphe 6, de la LHG définit le principe fondamental selon lequel une capacité disponible ne peut être réservée que sur la base de la demande confirmée d'un client. La LHG prévoit ainsi expressément un système dans le cadre duquel la réservation de capacité est directement liée à la demande réelle de gaz. En conséquence, toute capacité sans demande sous-jacente d'un client ne peut, en soi, faire l'objet d'une transaction commerciale. Pour le moment, toute négociation secondaire de droits de capacité est donc exclue.

(68) La LHG prévoit un ordre de priorité pour l'attribution des capacités de transport, de distribution et de stockage de gaz. En vertu de la LHG, l'opérateur du système d'abord, pour l'équilibre du réseau, ensuite les fournisseurs de clients résidentiels et de clients dits "clients communaux" spécifiés dans des règlements distincts (par ex. les clients qui sont actifs dans le domaine public de l'armée, des soins de santé, de l'éducation) sont prioritaires sur tous les autres utilisateurs de l'infrastructure. Les règles relatives aux clients prioritaires sont détaillées dans le décret d'application et le décret n° 81/2003 du MET.

(69) En ce qui concerne l'attribution des capacités transfrontalières, de transport, de distribution et de stockage, la réglementation gazière hongroise opère une distinction entre (i) la capacité déjà attribuée, et (ii) la capacité disponible, pour laquelle une nouvelle capacité de réservation peut être requise. Conformément à l'article 1er, paragraphe 30, du décret d'exécution, la capacité qui est couverte par un contrat de fourniture de gaz (capacité contractuelle ou attribuée) est une capacité déjà attribuée, le reste est une capacité disponible. Les demandes de capacité existantes (capacité déjà attribuée) ont la priorité sur les nouvelles demandes. Si la demande de capacités disponibles dépasse le volume des capacités disponibles réellement utilisables, les capacités disponibles sont attribuées par vente aux enchères (37). Des règles spéciales et détaillées régissent la réservation de capacité pour les clients éligibles quittant le marché de service public (voir considérants 73 à 79 ci-dessous).

(70) Le volume de capacités disponibles est défini mensuellement. MOL Transmission, le titulaire de la licence de transport, est tenu de publier sur son site Internet les capacités disponibles pour chaque point d'entrée et de sortie du système de transport (38).

(71) Les concurrents de MOL WMT et des SRD (sur le segment ouvert du marché) ont le droit d'ATR aux réseaux de transport et de distribution, qui sont des monopoles naturels, à des tarifs régulés (39). L'accès aux capacités de stockage est réglementé uniquement pour MOL WMT en sa qualité de grossiste de service public (40) (c'est-à-dire en ce qui concerne l'approvisionnement des ménages et des clients éligibles qui ne sont pas passés au segment ouvert du marché). Les frais d'accès au stockage sur le segment ouvert du marché sont négociés, c'est-à-dire fixés par accord individuel entre l'utilisateur du stockage (y compris MOL WMT en sa qualité de négociant) et le titulaire de la licence de stockage.

(72) Les capacités aux deux points d'entrée transfrontaliers (Beregovo à la frontière ukraino-hongroise et Baumgarten à la frontière austro-hongroise) et pour le stockage sont réservées (contractuellement) pour une année gazière (41). Depuis le début de 2005, le Code du réseau modifié autorise les accords de réservation de capacité pour une durée plus longue. D'après les parties, il existe actuellement [...]*. Il est également possible de réserver une capacité pour des périodes plus courtes (par ex. un mois), mais dans ce cas, la redevance est beaucoup plus élevée. Capacités axées sur la clientèle tout au long de la chaîne d'approvisionnement en gaz

(73) Comme indiqué, des règles spéciales et détaillées relatives à la réservation de capacité sont applicables aux clients éligibles quittant le marché de service public. Les capacités utilisées par ces clients éligibles sur le marché de service public sont considérées comme des capacités déjà attribuées, auxquelles les clients continuent à avoir droit même après être passés au segment ouvert du marché. En vertu de l'article 36, paragraphe 7, de la LHG et de l'article 3, paragraphe 4, du décret sur l'éligibilité (42), quand un client éligible quitte le secteur du service public, il est habilité à se "servir" de toutes les capacités transfrontalières, de transport, de distribution et de stockage qu'il utilisait en sa qualité de client du service public (43). En d'autres termes, les capacités suivent le client, à condition que la demande sous-jacente du client subsiste.

(74) Cette disposition a pour but de garantir que les clients éligibles obtiennent du système des capacités de base adéquates, même après le changement de fournisseur. Les "capacités déjà attribuées" servent uniquement de demande de base pour les capacités des clients éligibles. Elles peuvent varier en fonction de la demande réelle du client (par exemple un client peut ne pas souhaiter de capacités de stockage, mais plutôt réserver plus de capacités d'importation, ou la consommation de gaz du client peut augmenter ultérieurement). Ces variations sont considérées comme une demande de nouvelles capacités.

(75) Les parties affirment que ce système peut essentiellement être décrit comme un "système axé sur le client", c'est-à-dire que les capacités (à tous les niveaux de la chaîne d'approvisionnement) suivent automatiquement les clients qui changent de fournisseur. Ce principe est également résumé, d'après les parties, dans l'article 30, paragraphe 6, de la LHG et l'article 32, paragraphes 11 et 12, du décret d'application, qui disposent que les capacités transfrontalières, de transport, de distribution et de stockage peuvent être réservées et, ultérieurement, détenues par tout titulaire de licence (ou client éligible) uniquement sur la base d'une "demande confirmée du client" (ou dans la mesure de sa propre demande). L'article 32, paragraphe 13, du décret d'application définit le terme "demande confirmée du client" comme la demande déjà couverte par un accord ou un précontrat (dans le cas d'un client éligible, elle est définie sur la base du plan d'activité du client considéré).

(76) Les règles techniques et administratives du "système axé sur le client" sont présentées de manière très détaillée au chapitre 5.1. du Code du réseau. La méthodologie de calcul de la capacité déjà attribuée au point d'entrée du système de transport pour un client donné (à savoir les capacités de stockage et transfrontalière) (44) revêt une importance particulière. Il importe de souligner que ce calcul est basé sur la capacité de prise (sortie) réservée pour le client au cours de l'année gazière précédente, qui est plus élevée que la capacité d'entrée réservée par le grossiste de service public pour le client, étant donné que le grossiste de service public pourrait bénéficier de la synchronisation, à laquelle un client individuel n'aurait pas droit (45). Cela signifie que le client éligible qui passe au segment ouvert du marché se voit attribuer une capacité d'importation équivalant à sa capacité de prise au point de sortie.

(77) En ce qui concerne plus spécifiquement la capacité transfrontalière, le point 5.1.2 c) ii du Code du réseau prévoit que 80 % au plus de cette capacité doit être attribuée au point d'entrée oriental de Beregovo et au moins 20 % au point d'entrée occidental de Baumgarten. D'après les parties, cette règle des 80-20 a pour but de répartir raisonnablement les capacités d'importation entre les points d'entrée, mais les parties interrogées dans le cadre de l'étude de marché ont souligné que les nouveaux venus éprouvent des difficultés à se conformer à cette règle et que celle-ci constitue un obstacle à l'entrée.

(78) La capacité déjà attribuée est la capacité à laquelle le client a droit et qui peut servir de demande de base. Cela ne signifie pas que le nouveau fournisseur ait l'obligation d'utiliser la capacité à laquelle il a droit et qui est calculée conformément à la formule décrite ci-dessus. Toutefois, toute autre demande de capacité est traitée comme une demande de nouvelle capacité. Dès lors, si la capacité transfrontalière attribuée suivant le principe 80 % pour Beregovo et 20 % pour HAG ne correspond pas à la capacité nécessaire là où le nouveau fournisseur a accès au gaz, celui-ci devra demander une capacité transfrontalière supplémentaire. Cette demande sera traitée comme une demande de nouvelle capacité, c'est-à-dire qu'elle aura un degré de priorité inférieur. Il se peut que cela ne pose pas de gros problèmes au point d'entrée HAG, où il existe des disponibilités de capacité, mais c'est un problème à Beregovo, où il y a engorgement.

(79) Le principe selon lequel "la capacité suit le client" ne s'applique qu'à l'attribution des capacités utilisées par les clients existants qui passent au segment ouvert du marché; il ne s'applique pas à l'attribution de capacités disponibles aux nouveaux clients (par exemple, une nouvelle installation industrielle consommant du gaz naturel). Comme l'OHE l'a souligné, cela constitue un problème (46).

b. Évolution du cadre réglementaire

(80) Au stade actuel, il est difficile de prévoir comment le modèle hybride hongrois évoluera à l'avenir. À l'automne 2005, l'OHE devrait publier une proposition de nouveau modèle pour le marché du gaz. Un nouveau modèle pour le marché de l'électricité a été récemment publié sur le site Internet de l'OHE en vue d'une consultation publique (voir section "Électricité" ci-dessous, aux considérants 181 à 207).

(81) Tous les acteurs du marché hongrois s'attendent généralement à ce qu'en juillet 2007, quand tous les clients résidentiels deviendront éligibles, l'actuel système de fourniture de service public (et, par conséquent le modèle hybride) disparaisse pour laisser la place au concept de "prestataire de service universel" (PSU) pour les clients résidentiels et certains petits clients non résidentiels n'ayant pas conclu de contrat de fourniture avec un fournisseur spécifique. Ces PSU devraient être désignés par l'OHE, par voie d'appel d'offres ouvert, et seraient habilités à approvisionner les clients concernés dans toute la Hongrie, à un prix réglementé. Tous les autres clients seraient contraints d'entrer sur le segment ouvert du marché. Ce modèle de marché serait très similaire à ce que recommande l'OHE pour le nouveau modèle de marché de l'électricité.

(82) En conséquence, la fonction de grossiste de service public de MOL WMT et la fonction de fournisseur de service public des SRD disparaîtraient. MOL WMT et les SRD agiraient uniquement en tant que titulaires de licences de négoce sur le segment ouvert du marché. Les SRD pourraient également agir en tant que PSU (si elles obtiennent une licence opérationnelle de PSU, si elles sont sélectionnées à la suite d'un appel d'offres). L'obligation pour les SRD d'acheter du gaz exclusivement auprès de MOL WMT prendrait fin également.

(83) La Commission observe que, dans leur réponse à la communication des griefs, les parties n'ont pas contesté la description faite dans la communication des griefs de l'évolution future du cadre réglementaire relatif au secteur gazier hongrois et du calendrier prévu. Le rapport d'expert présenté par les parties confirme notamment que "Le Gouvernement hongrois a annoncé son intention de supprimer le plafonnement des prix dans le secteur du gaz naturel".

c. La résolution de l'OHE

(84) Aux termes de l'article 52 de la LHG, l'acquisition d'une participation de contrôle dans toute entreprise titulaire d'une licence et l'exercice des droits qui y sont associés doivent être approuvés par l'OHE. Celui-ci peut refuser son approbation ou imposer des conditions si l'opération menace la sécurité de l'approvisionnement en gaz naturel, le bon déroulement des activités objet d'une licence, ou si elle n'est pas conforme aux règlements applicables aux prix et à la qualité des services de transport, de stockage, de distribution, de l'exploitation du système ou des activités de fourniture de service public. L'OHE peut également refuser d'approuver l'opération si, du fait de celle-ci, le titulaire de la licence n'est pas en mesure de satisfaire aux exigences propres à la licence fixées par la LHG.

(85) Le 27 juin 2005, l'OHE a adopté une résolution approuvant l'acquisition par E.ON de certaines entreprises gazières appartenant à MOL, moyennant huit conditions. Ce n'est qu'une fois ces conditions remplies par E.ON (ou après l'apport par E.ON d'une garantie irrévocable de leur réalisation) et après adoption par l'OHE d'une deuxième résolution approuvant cette réalisation, qu'ERI sera autorisé à exercer ses droits d'actionnaire.

(86) En substance, ces conditions peuvent se résumer comme suit: - Condition 1: L'OHE a demandé la séparation juridique et organisationnelle de la fourniture en gros de service public et des activités de négoce du gaz naturel de MOL WMT pour le 31 mai 2006; - Condition 2: E.ON a été invitée à soumettre à l'OHE un plan de mise en œuvre concernant certains changements organisationnels à apporter à MOL WMT et à MOL Storage. L'OHE a souligné, en particulier, l'indépendance de la gestion de ces sociétés et de certains services conjoints aux deux sociétés (traitement des données, activités de contrôle, etc.); - Condition 3: E.ON a été invitée à demander à sa branche fourniture en gros de service public de soumettre pour approbation et de mettre en œuvre un programme visant à garantir, à moyen terme, la sécurité des ressources en gaz naturel et la sécurité de l'approvisionnement en Hongrie. L'OHE a également défini les principaux éléments d'un tel programme (montants suffisants, règles des ventes aux enchères, etc.); - Condition 4: E.ON a été invitée à garantir que le grossiste de service public ne développera pas sa clientèle directement approvisionnée par le réseau de transport (à l'exclusion des clients municipaux); - Condition 5: E.ON et MOL Storage sont invitées à mettre en œuvre un programme de développement du stockage du gaz pour la période 2005-2009, à soumettre à l'approbation de l'OHE. L'OHE a également invité E.ON à déclarer, au plus tard le 31 mai 2006, si elle compte remplir les obligations de développement qui seront fixées dans la prochaine directive sur le développement édictée par l'OHE. Au cas où E.ON entreprendrait de satisfaire à ces obligations de développement, elle devra garantir que MOL Storage modifiera et soumettra le plan de développement en conséquence; - Condition 6: E.ON a été invitée à garantir que MOL Storage appliquera le principe de l'accès réglementé à tous les utilisateurs du système, donc également sur le segment ouvert du marché, jusqu'à ce qu'il existe une réelle situation de marché concurrentiel entre les stockages de gaz naturel et à respecter les GGPSSO. En outre, il est demandé à E.ON de garantir que MOL Storage modifiera ses conditions commerciales générales en conséquence et les soumettra au plus tard le 31 mai 2006; - Condition 7: E.ON a été invitée à garantir que MOL Storage révisera et confirmera la qualification qui lui est accordée par l'Office hongrois des mines, à moins que E.ON puisse garantir que l'acquisition n'affectera pas ces qualifications (une déclaration est requise à cet égard); - Condition 8: E.ON est invitée à engager la modification de la décision de l'OHE au cas où la décision que prendra la Commission au sujet de la notification par E.ON de l'acquisition prévue affecterait la décision de l'OHE, dans un délai de 30 jours après la réception de la décision de la Commission. Au cas où la procédure de la Commission européenne ne serait pas clôturée, au 31 mars 2006, par une décision finale et contraignante, ou si la prolongation de la procédure de concurrence entravait de manière significative ou rendait impossible la réalisation de l'obligation par E.ON, cette dernière pourrait demander à l'OHE de modifier le délai du 31 mai 2006 fixé pour la réalisation des conditions contenues dans la décision.

(iii) Marchés de produits en cause

(87) Dans le formulaire CO, les parties estiment que les activités suivantes sont pertinentes pour la concentration proposée et constituent des marchés de produits distincts: - achat (importations et production nationale) de gaz naturel pour revente en gros et vente sur le marché hongrois; - vente en gros de gaz naturel aux SRD sur le segment réglementé du marché; - vente de gaz naturel aux clients éligibles, une distinction étant faite entre (i) les grandes centrales électriques de plus de 50 MW et (ii) les clients industriels et commerciaux, y compris les petites centrales électriques; - vente de gaz naturel aux clients résidentiels (non éligibles); - stockage de gaz naturel, et - transport de gaz naturel.

(88) Dans le passé, la Commission a identifié les activités suivantes comme étant des marchés de produits distincts dans le secteur du gaz naturel: - exploration et production, - transport (via le réseau de gazoducs à haute pression), - distribution (via les réseaux de canalisations à basse pression), - stockage, et - négoce et approvisionnement.

(89) En ce qui concerne les activités d'approvisionnement, depuis l'ouverture à la concurrence des marchés européens du gaz, la Commission fait également une distinction entre clients éligibles et non éligibles, et aussi entre les divers clients en fonction de leur consommation annuelle de gaz et leur type d'activité (les centrales électriques, par exemple).

(90) Sur la base des pratiques antérieures et de l'enquête relative à la présente affaire, la Commission estime que les marchés de produits suivants sont pertinents aux fins de l'appréciation de la présente opération: - l'exploitation d'infrastructures gazières (47), y compris le transport de gaz, la distribution de gaz et le stockage de gaz; - la fourniture de gaz, y compris (i) la fourniture de gaz aux négociants; (ii) la fourniture de gaz aux SRD; (iii) la fourniture de gaz aux grandes centrales électriques; (iv) la fourniture de gaz aux grands clients industriels; (v) la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux; (vi) la fourniture de gaz aux clients résidentiels (48).

(91) Cette définition des marchés de produits en cause dans le secteur du gaz ne diffère de la définition des marchés proposée par les parties qu'en ce qui concerne la combinaison de l'achat et de la vente en gros de gaz et la distinction entre le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux et le marché de la fourniture de gaz aux grands clients industriels. Les parties n'ont pas contesté la définition des marchés de produits en cause dans leur réponse à la communication des griefs.

(92) L'enquête de la Commission a confirmé que la fourniture de gaz aux clients éligibles devrait être segmentée en différents marchés de produits, en fonction de catégories de clients caractérisés par des profils de consommation et des conditions d'approvisionnement distincts. Elle montre que les différentes catégories de clients correspondent à différents modèles de consommation (quantités et profil de consommation) et à différentes exigences de flexibilité. Les clients sont aussi soumis à une approche de commercialisation différente de la part des fournisseurs de gaz. MOL WMT elle-même distingue, pour ses activités de commercialisation, les catégories suivantes de clients: (i) SRD; (ii) clients industriels; (iii) centrales électriques.

(93) En revanche, l'enquête de la Commission a révélé que les trois critères ci-après ne sont pas pertinents pour la définition des marchés dans le cadre de la présente affaire.

(94) Premièrement, l'enquête a confirmé l'avis des parties selon lequel, malgré le modèle hybride actuel, aucune distinction ne devrait être faite entre les segments réglementé et ouvert du marché. En effet, les clients éligibles peuvent facilement faire des allées et venues d'un segment à l'autre. Changer de fournisseur n'entraîne aucun coût significatif ou perte de temps pour les clients éligibles et les récentes modifications de la LHG rendent ce changement plus facile encore (49). La distinction entre les clients qui sont passés chez un autre fournisseur de gaz et les clients qui restent dans le segment de service public n'est donc pas pertinente pour la définition des marchés de produits en cause.

(95) Deuxièmement, il ne semble pas opportun d'opérer une distinction entre les clients selon qu'ils sont raccordés au réseau de transport ou à un réseau de distribution. Cela implique une différence sur le segment réglementé du marché, dans la mesure où les clients raccordés au réseau de transport sont directement approvisionnés par MOL WMT, tandis que ceux qui sont raccordés aux réseaux de distribution ne peuvent être approvisionnés que par leur SRD locale. Toutefois, sur le segment ouvert du marché, les négociants (y compris MOL WMT en sa qualité de négociant) sont en concurrence pour attirer les clients raccordés à la fois aux réseaux de transport et de distribution (et les redevances de transport et de distribution sont dans tous les cas des charges de transfert pour un fournisseur de gaz). Si les clients raccordés au réseau de transport tendent à être de gros ou de très gros clients, il existe aussi de gros clients raccordés aux réseaux de distribution (50).

(96) Troisièmement, l'étude de marché a montré que les prix peuvent ne pas être un facteur adéquat pour identifier les différentes catégories de clients, car à ce jour, peu de clients ont changé de fournisseur pour passer au segment ouvert du marché en Hongrie. Les prix du gaz payés par les différentes catégories de clients éligibles sont donc encore fixés conformément aux catégories définies dans les décrets relatifs aux prix, à savoir: (i) clients résidentiels; (ii) clients affichant une consommation inférieure à 20 m³/heure; (iii) clients affichant une consommation de 20 à 100 m³/heure; (iv) clients affichant une consommation de 100 à 500 m³/heure; (v) clients affichant une consommation supérieure à 500 m³/heure.

a. Infrastructures

Transport du gaz

(97) Conformément à des décisions antérieures de la Commission (51), les parties ont considéré le transport de gaz naturel via un réseau de gaz naturel à haute pression comme étant un marché de produits en cause. Cette approche n'a pas été contestée par l'enquête de la Commission. Par conséquent, la Commission conclut que le transport de gaz constitue un marché de produits en cause aux fins de la présente affaire. Le transport de gaz constitue un monopole naturel.

Distribution du gaz

(98) Dans des décisions antérieures, la Commission a considéré la distribution de gaz naturel via des réseaux à basse et moyenne pression comme un marché de produits en cause. Les parties n'ont pas considéré la distribution de gaz comme un marché de produits en cause dans leur dossier. Toutefois, la Commission estime que la distribution de gaz constitue un marché de produits en cause aux fins de la présente affaire (52). La distribution de gaz est un monopole naturel.

Stockage du gaz

(99) Dans des décisions antérieures de la Commission, le stockage de gaz naturel a toujours été défini comme un marché de produits distinct (53). Les parties ont également considéré cette activité comme un marché de produits en cause. Cette approche n'a pas été contestée par l'enquête de la Commission. Par conséquent, la Commission conclut que le stockage de gaz constitue un marché de produits en cause aux fins de la présente affaire.

b. Fourniture de gaz

(100) L'achat de gaz naturel pour la vente en gros et la vente sur le marché hongrois que les parties ont défini comme un marché séparé est en réalité l'activité en amont d'un grossiste/importateur de gaz qui achète du gaz auprès de producteurs ou de négociants nationaux ou étrangers pour le revendre à des utilisateurs finals ou à des négociants (54). L'achat est donc une condition préalable à toute activité de fourniture en gros/au détail de gaz. Cela a été confirmé par les acteurs du marché. Les parties n'ont pas contesté cette analyse dans leur réponse à la communication des griefs.

Fourniture de gaz aux négociants

(101) Dans des affaires antérieures, la Commission a considéré la fourniture de gaz à des négociants comme un marché de produits distinct. L'étude de marché a confirmé qu'il existe un marché de produits distinct pour la fourniture de gaz en Hongrie, où des importateurs/producteurs vendent du gaz à des négociants et des négociants se vendent du gaz les uns aux autres pour le revendre sur le segment ouvert du marché. Toutefois, l'enquête a également montré que, compte tenu du cadre réglementaire actuel, ce marché n'existait que de manière marginale en Hongrie, étant donné que: (i) le segment ouvert du marché n'est pas encore très développé et qu'il y a peu de liquidité sur ce segment; (ii) les SRD de gaz ont toujours l'obligation d'acheter exclusivement auprès de MOL WMT le gaz dont elles ont besoin aux fins du service public.

(102) La Commission a conclu que la fourniture de gaz aux négociants constitue un marché de produits en cause aux fins de la présente affaire.

Fourniture de gaz aux SRD

(103) En vertu du cadre réglementaire actuel, le grossiste de service public (MOL WMT) a le droit exclusif et également l'obligation de satisfaire, conformément à leur demande, les besoins en gaz naturel des SRD aux fins de leur obligation de service public (c'est-à-dire les ventes aux clients résidentiels non éligibles et aux clients éligibles qui n'ont pas changé de fournisseur). De leur côté, les SRD ont une obligation exclusive d'achat chez le grossiste de service public en ce qui concerne leur demande de gaz naturel à des fins de service public (mais elles n'ont pas cette obligation exclusive d'achat pour leur demande de gaz aux fins de l'approvisionnement de leurs clients éligibles). Les prix pratiqués par le grossiste de service public à l'égard des SRD sont réglementés.

(104) Ainsi, la fourniture de gaz aux SRD constitue un marché de produits en cause aux fins de la présente affaire. Ce marché n'est pas ouvert à la concurrence.

(105) Toutefois, le cadre réglementaire gazier devrait changer au plus tard en juillet 2007. En vertu de la directive 2003/55/CE, les SRD seront tenues de séparer juridiquement leurs activités de fourniture et de distribution à partir de cette date. Les SRD resteront actives dans la fourniture de gaz aux utilisateurs finals en tant que négociants en gaz, via leurs filiales de négoce déjà établies comme personnes morales distinctes. Les SRD pourraient également être désignées comme des prestataires de service universel (PSU) pour approvisionner des clients résidentiels et d'autres petits clients à des prix réglementés. Les PSU devraient être libres de choisir leur fournisseur de gaz.

(106) Ainsi, selon ces hypothèses, le marché de la fourniture de gaz aux SRD devrait cesser d'exister en tant que marché distinct du marché de la fourniture de gaz aux négociants au plus tard en juillet 2007.

Fourniture de gaz aux grandes centrales électriques

(107) L'enquête de la Commission a montré que les grandes centrales électriques constituent une catégorie spécifique de clients pour le gaz et que la fourniture de gaz aux grandes centrales électriques est un marché de produits distinct.

(108) Il est possible de distinguer deux types de centrales électriques au gaz. Les centrales électriques au gaz conventionnelles produisent uniquement de l'électricité et rejettent dans l'environnement la chaleur générée, comme produit dérivé de la production d'électricité, par le biais de tours de refroidissement, comme gaz de combustion, ou par d'autres moyens. Les centrales de cogénération (ou centrales de "production mixte chaleur-électricité") produisent simultanément de l'électricité et de la chaleur. Les centrales de cogénération captent l'excès de chaleur à des fins de chauffage domestique ou industriel et le distribuent au voisinage immédiat de la centrale ou via des canalisations de vapeur pour le chauffage des habitations ("chauffage urbain"). Une centrale de cogénération ne peut produire de chaleur sans produire de l'électricité et inversement.

(109) Les centrales à turbine à gaz "à cycle combiné" peuvent fonctionner comme une centrale électrique classique (dans ce cas, la chaleur est uniquement réutilisée pour améliorer l'efficacité du processus de production d'électricité) ou comme une centrale de cogénération (dans ce cas, la chaleur est utilisée partiellement pour améliorer l'efficacité du processus de production d'électricité et partiellement à des fins de chauffage domestique ou industriel, comme une centrale de cogénération).

(110) Le volume et le profil de consommation des centrales électriques conventionnelles et des centrales de cogénération sont similaires. La principale différence réside dans le fait que dans une centrale de cogénération, c'est la demande de chaleur qui induit la production d'électricité, c'est-à-dire que les centrales de cogénération sont alimentées par la consommation de chaleur du réseau, alors que la demande d'électricité détermine l'exploitation des centrales électriques conventionnelles.

(111) L'enquête montre clairement que les grands producteurs d'électricité constituent une catégorie de clients dont les exigences de la demande en termes de volumes et de modèles de consommation de gaz sont tout à fait spécifiques. Comme l'indique le grossiste hongrois d'électricité de service public, Magyar Villamos Muvek Rt. ("MVM"): MVM: "La consommation de gaz des centrales électriques est bien plus importante que la consommation de n'importe quel autre client éligible. Leur profil de consommation est également différent. Les centrales de cogénération (production mixte chaleur/électricité) connaissent des pics de consommation importants en hiver et une faible consommation en été. Les centrales électriques conventionnelles impliquées dans l'équilibrage du système présentent également plusieurs profils de consommation au cours de la même journée." (55).

(112) Les grandes centrales électriques sont les plus gros consommateurs de gaz naturel en termes de quantités. Par exemple, la centrale Dunamenti d'Electrabel consomme [1-1,5] mmc de gaz par an, soit à elle seule [10 % - 15%] du total du marché gazier hongrois. En outre, leur demande fluctue très fortement et témoigne des écarts du niveau d'activité des centrales électriques.

(113) L'enquête montre que depuis l'ouverture du marché hongrois du gaz à la concurrence, aucune des grandes centrales électriques n'a été en mesure de trouver d'autre fournisseur que MOL WMT ou leur SRD locale sur le segment ouvert du marché. Cela s'explique par le fait que leur consommation de gaz est si importante qu'il est impossible à ce stade d'acheter des volumes aussi énormes de gaz sur le marché gazier hongrois déréglementé (selon le cadre réglementaire actuel, les grandes centrales électriques ne peuvent pas non plus passer au segment ouvert du marché pour une partie seulement de leurs besoins). C'est encore plus vrai pour les centrales électriques qui fournissent de l'énergie complémentaire (telles la centrale Dunamenti d'Electrabel ou les centrales électriques ATEL et AES) et pour les centrales de cogénération, dont la consommation est encore plus variable et imprévisible.

(114) Les fournisseurs des grandes centrales électriques doivent être en mesure de garantir la sécurité d'approvisionnement à long terme (les contrats de fourniture de gaz des centrales électriques sont des contrats [...]*) et ils doivent avoir une taille critique pour être capables de faire face aux énormes variations de consommation de ces centrales électriques. EMFESZ note qu'il est très difficile d'approvisionner les centrales électriques, car elles sont réglementées par le régulateur hongrois de l'électricité. Leur consommation de gaz est très variable: elle peut passer de 100 000 m³ pendant une heure à 20 000 m³ l'heure suivante, et remonter ensuite à 50 000 m³ (56).

(115) Les parties ont proposé d'opérer une distinction entre grandes et petites centrales électriques sur la base d'un seuil de capacité de production d'électricité installée de 50 MW. Si l'enquête suggère que ce critère (qui est basé sur les exigences différentes en matière de licences auxquelles sont soumises les petites et les grandes centrales électriques (57)) pourrait être artificiel, elle ne fournit pas d'indications sur d'autres critères (tels que la consommation réelle de gaz des centrales électriques) qui pourraient être plus appropriés pour distinguer les grandes centrales électriques des petites. En conséquence, la Commission estime que la fourniture de gaz aux grandes centrales électriques affichant une capacité de production d'électricité installée supérieure à 50 MW constitue un marché de produits en cause aux fins de la présente affaire.

Fourniture de gaz aux grands clients industriels

(116) L'étude de marché révèle qu'il est pertinent de distinguer les petits clients industriels des gros, étant donné les différences de profils de consommation et de relations commerciales qui les caractérisent. La catégorie des gros clients, en particulier, est ciblée spécifiquement par les nouveaux venus (58). Au stade actuel de développement du marché hongrois du gaz (très peu de clients ayant changé de fournisseur), le seuil de consommation le plus approprié pour distinguer gros et petits clients industriels n'est pas facile à préciser. Toutefois, les acteurs du marché ont suggéré que les gros clients sont ceux dont la consommation horaire est supérieure à 500 m³/heure (ce qui correspond à une consommation annuelle de près de 2 millions de m³). Selon ces parties interrogées dans le cadre de l'enquête, un client dont la consommation horaire dépasse 500 m³/heure entretient des relations plus étroites avec son fournisseur de gaz, ce qui signifie par exemple un régime journalier de désignations différent et des clauses de flexibilité différentes. Ces gros clients sont généralement suivis par des gestionnaires de gros comptes.

(117) En tout état de cause, les petites centrales électriques (centrales conventionnelles et centrales de cogénération), ainsi que les autres producteurs de chaleur (utilisant des chaudières à gaz) devraient appartenir à la catégorie des gros clients industriels. La plupart des clients industriels utilisant du gaz dans leurs procédés industriels sont également considérés comme de gros clients, étant donné l'importance de leurs achats de gaz.

(118) La Commission en conclut que l'approvisionnement en gaz des clients industriels dont la consommation horaire est supérieure à 500 m³/heure constitue un marché de produits distinct en cause aux fins de la présente affaire. Si le seuil de consommation de 500 m³/heure est le plus approprié sur la base des informations dont dispose la Commission, il pourrait varier avec la poursuite de l'ouverture des marchés de la fourniture du gaz.

(119) Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties n'ont pas contesté l'existence d'un marché spécifique de produits en cause pour la fourniture de gaz aux gros clients industriels.

Fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux

(120) Étant donné la définition susvisée du marché des gros clients industriels, la fourniture de gaz aux clients industriels et commerciaux dont la consommation horaire est inférieure à 500 m³/heure constitue un marché de produits en cause distinct aux fins de la présente affaire.

(121) Du point de vue du fournisseur, l'approvisionnement de ces clients présente plusieurs spécificités. Le grand nombre de sites et de clients exige des outils de gestion du portefeuille de clients. Les fournisseurs proposent à ces clients des offres générales standard, ainsi que des offres spéciales telles que des offres combinées gaz et électricité. L'image de marque joue un rôle plus important pour les petits clients industriels et commerciaux et ils ont généralement moins tendance à changer de fournisseur

(59).

Fourniture de gaz aux clients résidentiels

(122) Dans des décisions antérieures, la Commission a considéré la fourniture de gaz aux clients résidentiels comme un marché de produits distinct. Aux termes du cadre réglementaire actuellement en vigueur en Hongrie, les clients résidentiels ne sont pas encore éligibles et ne peuvent acheter du gaz qu'auprès de leur SRD locale à un prix réglementé. Par conséquent, la fourniture de gaz aux clients résidentiels constitue un marché de produits en cause aux fins de la présente affaire. Ce marché n'est pas encore ouvert à la concurrence.

(123) Au stade actuel, il est encore difficile de dire si les clients résidentiels, quand ils deviendront éligibles en juillet 2007, feront partie du même marché de produits que les petits clients industriels et commerciaux ou s'ils feront partie d'un marché de produits en cause distinct.

(124) En tout état de cause, aux fins de la présente affaire, la question de savoir si la fourniture de gaz aux clients résidentiels constituera un marché de produits distincts en 2007 ou si les clients résidentiels appartiendront au même marché de produits que les autres petits clients industriels et commerciaux peut être laissée en suspens.

(iv) Marchés géographiques en cause

(125) Les parties déclarent que tous les marchés en cause revêtent une dimension nationale, à l'exception du marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels, qui a une dimension infranationale (c'est-à-dire qu'il concerne une région spécifique de la Hongrie). L'enquête de la Commission a largement confirmé cette approche. Néanmoins, elle a également montré que le marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels deviendra également national lorsque ces clients seront éligibles, en juillet 2007.

a. Infrastructures gazières

Transport du gaz

(126) Le réseau hongrois de transport de gaz est détenu et exploité au niveau national par MOL Transmission. Par conséquent, le marché du transport de gaz revêt une dimension nationale.

Distribution du gaz

(127) Les réseaux hongrois de distribution du gaz sont détenus et exploités par les SRD. Par conséquent, le marché de la distribution de gaz revêt une dimension infranationale et chacun des réseaux régionaux de distribution constitue un marché géographique en cause.

Stockage du gaz

(128) Les parties déclarent que le marché de stockage du gaz revêt une dimension nationale du fait du cadre réglementaire existant et de l'organisation des installations de stockage au plan national. Bien que certaines parties interrogées dans le cadre de l'enquête aient mis en lumière le fait que les services de stockage destinés aux activités de vente en gros ou au détail de gaz en Hongrie pourraient techniquement être fournies par des opérateurs de stockage situés dans des pays voisins, elle montre également que la disponibilité limitée des gazoducs transfrontaliers (60)

rend de toute manière l'utilisation d'installations étrangères de stockage de gaz difficile pour des opérateurs hongrois dans les conditions actuelles du marché (61).

(129) Ce constat est confirmé par le fait que les acteurs du marché menant actuellement des activités de fourniture de gaz n'utilisent qu'exceptionnellement des installations de stockage de gaz situées à l'étranger. En 2003, MOL WMT n'a utilisé que [450-700]* millions de m³ de stockage de gaz en Ukraine (Bogorodscany), contre [2-5]* mmc en Hongrie. EMFESZ n'utilise pas d'installations de stockage de gaz hors de Hongrie.

(130) En conséquence, la Commission conclut que la dimension géographique du marché de stockage du gaz est effectivement nationale. La Commission prend acte du fait que l'étendue géographique du marché du stockage de gaz pourrait s'élargir au-delà des frontières nationales, en fonction de la poursuite de la libéralisation des marchés gaziers européens.

b. Fourniture de gaz

Fourniture de gaz aux négociants

(131) Les parties affirment que ce marché revêt une dimension nationale. D'après elles, les entreprises actives sur le marché de la fourniture de gaz achètent du gaz à des producteurs de gaz étrangers ou nationaux (ou à leurs intermédiaires) pour le revendre en Hongrie. Ainsi, le marché géographique en cause est défini par la destination du produit, à savoir les marchés gaziers hongrois (62).

(132) Au cours de l'enquête, certaines parties interrogées ont souligné que MOL WMT et EMFESZ se procuraient du gaz auprès de sociétés internationales (telles que Gazprom, E.ON, GDF, etc.) et que ce gaz était généralement négocié au niveau européen, y compris en Russie. Par conséquent, il est clair que l'aspect approvisionnement (achat) de la fourniture en gros de gaz revêt une dimension internationale. Toutefois, cette activité est menée pour les acteurs du marché hongrois qui achètent du gaz pour le revendre en Hongrie, dans le respect du cadre réglementaire fixé par la LHG. La concurrence se situe donc au niveau hongrois, puisque le gaz importé en Hongrie n'est pas réexporté (63) et est uniquement destiné à satisfaire la demande hongroise. E.ON (64): "Il est important de souligner qu'il n'y a pas d'exportations de Hongrie vers des pays tiers (...). Le gaz naturel qui entre en Hongrie est destiné à l'importation."

(133) L'enquête confirme clairement la position des parties. En conséquence, la Commission convient avec les parties que le marché géographique du marché de la fourniture de gaz aux négociants est national.

Fourniture de gaz aux SRD

(134) En vertu de la législation hongroise, les SRD doivent acheter le gaz destiné au service public auprès du grossiste de service public, MOL WMT. Le marché de la fourniture de gaz aux SRD à des fins de service public revêt par conséquent une dimension nationale.

Fourniture de gaz aux grandes centrales électriques, aux gros clients industriels et aux petits clients industriels et commerciaux

(135) Les parties estiment que le marché de la fourniture de gaz naturel aux clients éligibles est national, parce que: (i) il n'existe pas de restrictions quant aux territoires sur lesquels un client éligible peut acheter du gaz lorsqu'il quitte sa SRD et, pour les clients qui continuent à se fournir auprès de leurs SRD respectives, les conditions de concurrence sont réglementées et identiques dans toute la Hongrie; (ii) l'accès à l'ensemble du réseau hongrois est réglementé et les clients et les négociants peuvent accéder au réseau à partir de n'importe quel point de sortie en Hongrie; (iii) en fait, les négociants contactent des clients situés dans l'ensemble de la Hongrie, indépendamment de la situation géographique des clients, et le transport du gaz en Hongrie est régi par un système de tarif unique (le coût du transport est toujours le même, indépendamment de la distance de transport et du lieu d'implantation du client).

(136) Cette approche est conforme aux décisions antérieures de la Commission (65), qui considère généralement les différents marchés de la fourniture de gaz comme ayant une dimension nationale. L'enquête confirme également que compte tenu du cadre réglementaire actuel, la concurrence a lieu au niveau national pour les clients éligibles. La réglementation est nationale, en particulier en ce qui concerne l'ATR aux réseaux de transport et de distribution et aux installations de stockage. Les négociants ne privilégient aucune zone géographique spécifique de Hongrie. En ce qui concerne l'accès au réseau de transport notamment, la Hongrie constitue une zone d'équilibrage unique et, avec le nouveau système de tarif d'entrée/sortie (introduit en juillet 2005 pour remplacer le système de tarif unique), le tarif est le même partout en Hongrie. Un tiers actif dans le secteur du gaz a déclaré:

"La réglementation applicable permet aux clients éligibles qui ont décidé de quitter le marché réglementé de choisir leurs fournisseurs et ces derniers peuvent exercer leur activité dans l'ensemble du pays. De plus, les conditions d'accès au réseau de transport sont les mêmes dans tout le pays et les prix sont fixés au niveau national. La fourniture de gaz aux clients éligibles est, par conséquent, une activité de dimension nationale."

"Du fait des différents niveaux de transposition des directives de libéralisation dans la législation nationale, il existe différents cadres réglementaires nationaux. Ces différents cadres réglementaires ont un impact sur l'accès aux réseaux de transport/distribution et aux installations de stockage et aboutissent, naturellement, à des niveaux de prix différents dans différents États européens."

(137) Ni les parties ni l'enquête n'ont fourni de réponse à la question de savoir si les marchés de la fourniture de gaz aux clients éligibles connaîtraient une expansion après 2007.

(138) En conclusion, les différents marchés de la fourniture de gaz aux clients éligibles mentionnés ci-dessus (grandes centrales électriques, gros clients industriels et petits clients industriels et commerciaux) revêtent une dimension nationale.

Fourniture de gaz aux clients résidentiels

(139) Aux termes de la législation hongroise, les clients résidentiels sont tenus d'acheter du gaz auprès de leur SRD locale et ne sont pas habilités à passer chez des négociants sur le segment ouvert du marché. Par conséquent, le marché géographique de la fourniture de gaz aux clients résidentiels est de dimension infranationale et chacun des réseaux de distribution régionaux constitue un marché géographique en cause.

(140) Après 2007, les clients résidentiels pourront changer de fournisseur. Le marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels acquerra par conséquent une dimension nationale, pour les mêmes raisons que les autres marchés de fourniture de gaz aux utilisateurs finals, ce qui est, pour l'essentiel, confirmé par l'enquête (66).

Conclusion sur les marchés en cause dans le secteur du gaz:

(141) La Commission a évalué l'incidence de l'opération projetée sur les marchés gaziers suivants:

- Exploitation d'infrastructures gazières:

(1) transport de gaz en Hongrie,

(2) distribution de gaz sur les territoires des SRD hongroises,

(3) stockage du gaz en Hongrie,

- Fourniture de gaz:

(4) fourniture de gaz aux SRD en Hongrie,

(5) fourniture de gaz aux négociants en Hongrie,

(6) fourniture de gaz aux grandes centrales électriques en Hongrie,

(7) fourniture de gaz aux gros clients industriels en Hongrie,

(8) fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux en Hongrie,

(9) fourniture de gaz aux clients résidentiels sur les territoires des SRD hongroises.

B. Marchés de l'électricité en cause

(i) Le secteur de l'électricité en Hongrie

a. Demande d'électricité

(142) La consommation hongroise d'électricité est passée de 38,6 TWh en 2000 à 41,2 TWh en 2004, soit un taux composé de croissance annuelle de 1,6 %. En 2004, les plus gros utilisateurs finals ont été le secteur manufacturier (30 %), les clients résidentiels (27 %) et les transports (5 %). Selon les parties (67), la consommation d'électricité en Hongrie devrait augmenter de [0-5]* % par an dans les années à venir.

L'électricité vendue en Hongrie est en partie produite par les centrales électriques nationales et en partie importée.

b. Transport et distribution d'électricité

(143) MVM possède et exploite le réseau électrique hongrois à haute tension. Les réseaux à basse tension sont détenus et exploités par les SRD. Il existe six SRD d'électricité en Hongrie (TITÁSZ, ÉDÁSZ, DÉDÁSZ, ÉMÁSZ, ELMU, DÉMÁSZ). E.ON contrôle totalement trois de ces six SRD: TITÁSZ, ÉDÁSZ et DÉDÁSZ. Sur les trois SRD restantes, ÉMÁSZ et ELMU sont contrôlées par RWE et DÉMÁSZ par Électricité de France ("EDF"). ELMU, qui couvre la région de Budapest, est la plus importante SRD d'électricité en Hongrie.

<emplacement tableau>

(144) La carte ci-dessous indique les territoires respectifs des SRD d'électricité et leurs ventes en 2002:

c. Production d'électricité

Capacités actuelles de production d'électricité en Hongrie

(145) La capacité totale de production de la Hongrie était d'environ 8 000 MW en 2004, pour une charge de pointe nationale de 6 350 MW. La production hongroise d'électricité se répartit entre l'énergie nucléaire (1 800 MW de capacité installée) et les centrales électriques au lignite, au gaz et au charbon (5 700 MW de capacité installée) (68). Les énergies renouvelables et l'énergie hydroélectrique sont négligeables. Cette combinaison de moyens de production diffère légèrement de celle des pays voisins, où l'énergie nucléaire (Slovaquie) et l'énergie hydroélectrique (Autriche, Serbie, Roumanie) jouent un rôle plus significatif.

(146) En 2003, 18 centrales électriques représentaient une capacité de production dépassant 50 MW, contre 13 en 1997, tandis que l'on dénombrait environ 150 centrales électriques de plus petite taille, contre 50 en 1997. Près de 40 % de l'électricité consommée en Hongrie est produite par la centrale nucléaire de Paks, les 60 % restants étant principalement produits par des centrales électriques au charbon et aux hydrocarbures ou importés.

(147) Les centrales électriques hongroises peuvent être classées en fonction de leurs coûts variables ("courbe par ordre d'efficience). La première centrale électrique est la centrale nucléaire (avec des coûts variables inférieurs à [0-10]* euro/MWh), suivie par la centrale électrique au lignite (environ [15-30]* euro/MWh). Les centrales électriques les plus chères sont les centrales à gaz (69) (de [15-40]* à [15-40]* euro/MWh) et les centrales au charbon (plus de [...]* euro/MWh). Le graphique ci-dessous, extrait du formulaire CO, indique la courbe par ordre d'efficience des centrales électriques hongroises en 2003: [...]*

(148) Les capacités de production d'électricité disponibles pour le segment ouvert du marché sont beaucoup plus faibles que les capacités totales installées, du fait de l'existence d'accords d'achat d'électricité à long terme ("AAE"). Selon l'OHE, la capacité disponible pour le segment ouvert s'élevait à environ 3 000-4 000 MW en 2005.

(149) Les capacités achetées par MVM dans le cadre de l'AAE à long terme en sus de ses besoins de grossiste de service public et qu'elle a vendues aux enchères peuvent être ajoutées à ce chiffre. Lors de la dernière vente aux enchères pour la période comprise entre le 1er juillet 2005 et le 31 décembre 2005, MVM a vendu 85 MW de capacité de charge de base, 190 MW de capacité de charge de pointe et 54 MW de capacité de charge de pointe aux négociants en électricité.

Besoins de capacités de production supplémentaires

(150) L'enquête de la Commission révèle que la capacité hongroise de production devra être en grande partie renouvelée et développée dans les prochaines années. À partir de 2007, la capacité installée et les importations ne suffiront plus à couvrir la charge de pointe, d'où la nécessité d'investir dans la production d'électricité à partir de 2007. Selon MAVIR Rt. ("MAVIR"), l'opérateur du système d'électricité, le marché de l'électricité pourrait même connaître un déficit de capacité de production vers 2010, en raison d'une planification insuffisante de nouvelles capacités de production et des longs délais nécessaires à la réalisation des nouveaux projets de centrales électriques.

(151) L'OHE et MAVIR estiment qu'une nouvelle capacité de production d'environ 5 000 MW doit être construite d'ici 2020 en Hongrie pour remplacer les vieilles centrales électriques (70) (3 500 MW) et répondre à l'augmentation de la demande. Ce chiffre représente environ 60 % de la capacité totale de production actuellement installée en Hongrie. En conséquence, la capacité hongroise de production d'électricité devrait augmenter et passer de 8 000 MW à environ 10 500 MW. Cette estimation est également conforme aux projections des grands acteurs du marché, qui ont estimé que la moitié de la capacité hongroise de production (environ 4 000 MW) devra être remplacée d'ici 5 à 7 ans.

d. Exportations/importations d'électricité en Hongrie

(152) Étant donné les capacités limitées de production nationale disponibles pour le segment ouvert du marché, les importations se sont développées rapidement pour approvisionner le segment ouvert. MAVIR est responsable de l'octroi d'un accès non discriminatoire aux capacités transfrontalières.

(153) Avec ses six interconnecteurs, la Hongrie dispose d'une capacité relativement élevée d'interconnexion avec les pays voisins. La capacité d'importation s'élève à environ 3 000 MW, ce qui représente 38 % de la capacité de production installée en Hongrie (à titre de comparaison avec le marché régional de l'électricité le plus intégré d'Europe, Nordpool, ces chiffres sont de 18 % pour la Norvège, 29 % pour la Suède, 50 % pour le Danemark et 14 % pour la Finlande) (71). Les lignes électriques transfrontalières permettent le transport en provenance et à destination de l'Ukraine, de la Slovaquie, de l'Autriche, de la Croatie, de la Serbie et de la Roumanie.

(154) Certaines de ces interconnexions ne sont, pour l'instant, pas utilisées à des fins d'importation, parce qu'il n'existe pas de sources d'électricité ou qu'il n'en existe pas de moins chères dans certains des pays voisins de la Hongrie. Ainsi, la Serbie est un importateur net depuis la destruction de ses infrastructures durant la guerre et en Ukraine, une seule centrale électrique est autorisée à exporter de l'électricité pour des raisons techniques liées à la stabilité du système d'électricité ukrainien. En revanche, toute la capacité d'importation d'électricité moins chère (à savoir l'interconnecteur slovaque) est totalement utilisée et engorgée.

(155) MVM prévoit la mise en service de nouvelles lignes d'interconnexion avec la Croatie, la Slovaquie et la Roumanie courant 2007. Elles ne devraient toutefois pas conduire à une hausse significative des importations hongroises d'électricité en raison de la réduction des excédents de capacité de production d'électricité de la Hongrie.

c. Développement de marchés de l'électricité libéralisés en Hongrie

(156) La part de clients (en volume) achetant de l'électricité sur le segment ouvert du marché a augmenté régulièrement de 2003 à 2005: environ 3 % en février 2003, 7 % en février 2004 et 27 % en février 2005. En juin 2005, 1 129 clients éligibles (1 530 sites de consommation) étaient passés au segment ouvert, soit 10,5 TWh de consommation annuelle. En conséquence, le segment ouvert représentait 31,8 % du total du marché de l'électricité.

(157) Selon des statistiques de l'OHE, les utilisateurs finals d'électricité sur le segment ouvert sont principalement des clients de charge de base ou "clients classiques", dont le calendrier de consommation d'électricité est facilement déterminé sur la base des statistiques passées. Ces clients sont actifs dans divers secteurs industriels (énergie, chimie, sidérurgie, agroalimentaire, distribution, etc.). L'enquête montre que la plupart des acteurs du marché de l'électricité considèrent le segment ouvert du marché de l'électricité en Hongrie comme concurrentiel, tandis que les réponses des utilisateurs d'électricité sont mitigées.

<emplacement tableau>

(ii) Le cadre réglementaire

a. Le cadre réglementaire actuel

(158) Le processus de libéralisation a commencé plus tôt dans le secteur de l'électricité que dans le secteur du gaz, avec l'ancienne loi sur l'électricité de 1994 (loi n° 48 de 1994), la privatisation des sociétés régionales de distribution (les "SRD") en 1995, et l'entrée en vigueur, le 1er janvier 2003, de la loi hongroise sur l'électricité (loi n° 110 de 2001 - "LHE") adoptée afin de transposer la directive 92-96-CE du Parlement européen et du Conseil, du 19 décembre 1996, concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité (72). D'autres mesures sont en cours d'adoption en vue de transposer la directive 2003-54-CE du Parlement européen et du Conseil, du 26 juin 2003, concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et abrogeant la directive 96-92-CE (73) dans la législation hongroise. Une loi modifiant la LHE (loi n° 79 de 2005) a été adoptée le 6 juillet 2005 et est entrée en vigueur le 1er septembre 2005, et une proposition de nouvelle organisation du marché hongrois de l'électricité a été publiée par l'OHE en juin 2005 ("nouveau modèle pour l'électricité") (74).

Coexistence du segment réglementé et du segment ouvert

(159) Comme le marché du gaz, le marché hongrois de l'électricité se caractérise également par un modèle hybride comprenant un segment réglementé et un segment ouvert. Avant la libéralisation du marché de l'électricité en Hongrie, le négoce et le transport transfrontalier de l'électricité relevaient juridiquement du monopole exclusif de MVM, une entreprise entièrement publique. Six fournisseurs régionaux jouissaient d'un monopole de fourniture de services d'électricité aux clients situés sur leurs territoires respectifs.

(160) Le 1er juillet 2004, tous les clients non résidentiels sont devenus des clients Éligibles (75). Les clients résidentiels deviendront éligibles le 1er juillet 2007. Comme dans le secteur du gaz, les clients éligibles ont le droit, mais pas l'obligation, de changer de fournisseur et ils peuvent donc continuer à se fournir auprès de leur fournisseur régional compétent dans le cadre d'un contrat de service public. Toutefois, les clients qui sont passés au segment ouvert du marché dans le secteur de l'électricité sont plus nombreux que dans le secteur du gaz.

(161) Les modifications récentes apportées à la LHE ont facilité le passage du service public au segment ouvert. Par exemple, les utilisateurs d'électricité peuvent changer de fournisseur dans un délai de 30 jours si le contrat ne spécifie pas d'autre délai et ils peuvent revenir au service public dans un délai de 60 jours.

(162) Le secteur du service public de l'électricité connaît les mêmes obligations en matière de fourniture et d'achat que le secteur du gaz. De même, les relations dans le cadre des contrats de service public restent, pour des raisons d'intérêt public, strictement réglementées en ce qui concerne les prix applicables et d'autres conditions prévues dans les contrats à conclure entre les différents acteurs du marché. En revanche, la liberté contractuelle prévaut majoritairement pour les relations commerciales entre les clients éligibles qui ont changé de fournisseur et leurs partenaires commerciaux (négociants, importateurs, etc.).

Tarifs

(163) Les prix de l'électricité applicables dans le segment du service public sont réglementés. Aux termes de l'article 95 de la LHE, les prix des produits/services d'électricité suivants sont réglementés: (i) transport et distribution d'électricité, (ii) contrôle du réseau par le gestionnaire du réseau, (iii) électricité vendue par le grossiste de service public aux fournisseurs de service public (les SRD); (iv) électricité vendue aux clients du service public.

(164) L'article 96 de la LHE dispose que les règles détaillées relatives à la tarification sont établies par l'OHE sur la base du principe du moindre coût. Le cadre réglementaire de la tarification et les prix sont fixés par le MET. L'OHE a également l'obligation de réviser les niveaux de prix et les prix à la demande de toute partie intéressée et de publier les résultats de ces révisions.

Opérateurs du marché

(165) Comme dans le secteur du gaz, toutes les activités liées à l'électricité font l'objet d'un contrôle ex ante de l'OHE, par le biais de l'octroi de licences, à savoir: (i) la construction et l'exploitation de centrales électriques d'une capacité supérieure à 0,5 MW; (ii) le transport; (iii) la distribution; (iv) l'exploitation du réseau (ou exploitation du système); (v) le négoce; (vi) la fourniture en gros de service public; (vii) la fourniture de service public (viii) l'exploitation d'un échangeur de puissance; (ix) le transport transfrontalier d'électricité.

- Producteurs

(166) Il existe actuellement 19 producteurs d'électricité titulaires d'une licence en Hongrie. Aux termes des modifications récentes apportées à la LHE, les producteurs d'une puissance de 0,5 MW à 50 MW sont désormais également tenus d'obtenir une licence, qui peut être demandée par une procédure simplifiée.

(167) Les producteurs sont tenus par la loi d'offrir leur capacité de production contractuelle à des fins de service public au grossiste de service public (MVM) (76). En conséquence, les producteurs titulaires d'une licence et MVM ont conclu des accords "AAE" à long terme fixant leurs obligations mutuelles de vente et d'achat. Les AAE spécifient, entre autres choses, le paiement annuel pour la capacité de production réservée par MVM, les paiements pour l'énergie et les pénalités pour non-disponibilité. Les AAE sont généralement conclus pour une durée de vingt ans.

(168) Tout AAE prévoit la part du producteur concerné dans la demande totale de MVM pour le segment de service public; cette part est évaluée et fixée à l'avance pour la durée du contrat. Le producteur est tenu de réserver cette capacité de production et de fournir, sur demande, la quantité correspondante d'électricité. De son côté, MVM est tenu de rémunérer la totalité de la capacité réservée, même si elle n'est pas utilisée. Économiquement, MVM a donc intérêt à utiliser la totalité des capacités réservées. Les prix d'achat de l'électricité sont fixés d'avance par les AAE et sont basés sur la structure de coûts de chaque producteur (coûts fixes et marginaux). Les AAE prendront fin entre 2010 et 2015.

(169) En conséquence, la plupart des centrales électriques hongroises ont conclu des AAE de longue durée avec MVM, qui couvrent une part substantielle des besoins en électricité de la Hongrie. En 2003, les capacités couvertes par les AAE s'élevaient à 4 800 MW sur 8 000 MW de capacité installée en Hongrie, contre une charge de pointe de 6 300 MW et une charge de base de 3 500 MW.

- Le grossiste de service public

(170) L'acheteur unique et grossiste de service public, MVM, est tenu de fournir de l'électricité aux fournisseurs de service public (les SRD) aux fins du service public (c'est-à-dire l'électricité dont elles ont besoin pour approvisionner leurs clients respectifs du service public). L'article 65 de la LHE accorde à MVM un droit exclusif de recevoir "l'électricité contractuelle" des centrales électriques en vertu des AAE à long terme (77) conclus avec les producteurs d'électricité titulaires d'une licence. Des AAE peuvent également être conclus entre MVM et des importateurs titulaires d'une licence (78). (171) Jusqu'au 1er janvier 2004, le prix de l'électricité vendue par les producteurs d'électricité était un prix maximum officiel fixé par le MET, mais il est désormais négocié librement entre les acteurs du marché. Les AAE à long terme prévoient des formules tarifaires complexes pour le calcul des prix. En revanche, le prix maximum de l'électricité vendue par MVM aux SRD continue à être réglementé par le MET sur proposition de l'OHE.

(172) Si la production d'électricité requise n'est pas utilisée par MVM en temps utile, le producteur est libre de vendre cette électricité ou de l'attribuer à MAVIR, le gestionnaire de réseau (79). Toutefois, dans la pratique, MVM a économiquement intérêt à exploiter et à revendre (en Hongrie ou à l'exportation) toutes les capacités réservées.

(173) Les petites centrales électriques sans AAE à long terme avec MVM, ainsi que les autres centrales électriques ayant un AAE à long terme avec MVM qui dépasse les quantités contractuelles prévues, sont libres de vendre leur production d'électricité, à toute tierce partie, telle qu'un négociant, ou directement aux clients éligibles. Toutefois, les capacités disponibles pour de telles ventes libres au-delà des capacités réservées dans le cadre des AAE à long terme sont limitées.

- Fournisseurs de service public (SRD)

(174) Les SRD sont, dans les limites du territoire géographique spécifié dans leur licence, exclusivement habilitées à et tenues de vendre de l'électricité aux clients du service public à un prix fixé par la loi. Comme dans le cas des SRD gazières, les SRD d'électricité sont les titulaires d'une licence du réseau de distribution, mais leur activité ne se limite pas simplement à la distribution de l'électricité, puisqu'elles vendent également de l'électricité aux clients éligibles et non éligibles en tant que fournisseurs de service public et, parfois, à des négociants (dans le cas des clients éligibles passés sur le segment ouvert du marché).

- Le gestionnaire du réseau

(175) Le gestionnaire de réseau, MAVIR, est responsable de la gestion et de la sécurité opérationnelle du réseau électrique hongrois, ainsi que du fonctionnement du marché de l'électricité.

- Les gestionnaires des réseaux de transport et de distribution

(176) Le réseau de transport est détenu et exploité par MVM, et les réseaux de distribution sont détenus et exploités par les SRD. Ces acteurs du marché sont tenus d'appliquer l'"ATR" (accès des tiers au réseau) sans discrimination, à des tarifs régulés.

- Négociants

(177) Les négociants titulaires d'une licence pour l'électricité sont habilités à acheter de l'électricité auprès des producteurs, d'autres négociants, du grossiste de service public (si ce dernier dispose d'un surplus d'électricité) et à l'étranger, et ils sont autorisés à vendre de l'électricité aux clients éligibles, à d'autres négociants et au grossiste de service public. Il y a actuellement 23 négociants en électricité titulaires d'une licence en Hongrie (80).

Importations d'électricité

(178) Il n'existe pas de restrictions légales en termes de volumes que les négociants en électricité peuvent importer (81). Les autres titulaires d'une licence sont limités quant aux volumes de transferts transfrontaliers autorisés (par exemple, un client éligible peut uniquement importer de l'électricité dans la limite de sa propre consommation) aux termes de l'article 47, paragraphe 1, de la LHE. (82)

(179) L'attribution de capacités transfrontalières est réalisée et gérée par le gestionnaire du réseau, MAVIR. Les demandes existantes de capacité (capacité déjà attribuée) ont la priorité sur les nouvelles demandes. La quantité de capacité disponible est définie régulièrement pour chaque ligne électrique transfrontalière. Si la demande de capacités disponibles est supérieure à la quantité de capacités effectivement disponibles, les capacités disponibles sont attribuées par vente aux enchères. Les ventes aux enchères ont lieu sur une base annuelle et mensuelle. À l'heure actuelle, les ventes aux enchères de capacités transfrontalières servent essentiellement à attribuer des capacités à l'interconnecteur slovaque, où la demande est la plus élevée en raison des prix moindres de l'électricité.

Centrales électriques de cogénération

(180) L'article 3, paragraphe 19, de la LHE définit l'"électricité cogénérée" comme l'électricité produite avec de la chaleur par la même installation de production (83). L'exploitation des centrales électriques de cogénération est réglementée par la LHE et son décret d'application. Aux termes de l'article 19 récemment promulgué de la LHE, l'utilisation de sources renouvelables et d'énergie produite à partir de déchets ainsi que l'utilisation d'électricité cogénérée doivent être avalisés par l'État. Le décret du MET n° 56-2002 sur le règlement concernant l'acquisition et la tarification de l'énergie électrique au titre de l'obligation d'alimentation prévoit des règles détaillées concernant l'acquisition obligatoire de l'électricité produite dans le cadre de la cogénération et la fixation des tarifs d'acquisition. Sous certaines conditions, le grossiste de service public est tenu d'acheter l'électricité cogénérée par les centrales électriques raccordées au réseau et reçoit des subsides du gestionnaire de réseau pour ces achats.

b. Évolution du cadre réglementaire

Le nouveau modèle pour l'énergie électrique

(181) L'enquête était centrée sur l'évolution du cadre réglementaire du secteur hongrois de l'électricité. Le document le plus pertinent à ce propos est le "nouveau modèle pour l'énergie électrique" préparé par l'OHE à la demande du MET. La proposition, récemment publiée par l'OHE, présente les objectifs fixés par le MET et décrit un nouveau modèle de marché recommandé. La Commission a évoqué le contenu de cette proposition et la probabilité de l'adoption de ses principaux éléments avec l'OHE et le MET.

(182) L'objectif du Gouvernement hongrois est de mettre en application le nouveau modèle pour l'énergie électrique au moment de la libéralisation complète du marché hongrois de l'électricité.

(183) En l'absence d'informations supplémentaires sur le futur modèle de l'énergie électrique en Hongrie, la Commission considère qu'elle peut fonder son appréciation prospective de l'opération projetée au plan de la concurrence sur le cadre réglementaire actuel jusqu'en juillet 2007 et sur le nouveau modèle de marché recommandé tel qu'il est décrit dans le nouveau modèle pour l'énergie électrique, ensuite. (84)

(184) Les objectifs du nouveau modèle pour l'énergie électrique, tels qu'ils ont été fixés par le Gouvernement hongrois, sont triples. Le premier objectif est de rendre les dispositions législatives hongroises pleinement conformes à la directive 2003-54-CE. Le deuxième objectif consiste à augmenter la concurrence sur le marché de l'électricité au bénéfice des clients/utilisateurs finals, tout en maintenant des prix réglementés pour les ménages. Enfin, le troisième objectif est de garantir un niveau élevé de sécurité d'approvisionnement et de promouvoir les économies d'énergie et la protection de l'environnement. Contrairement à l'actuel modèle hybride, le nouveau modèle pour l'énergie électrique est un modèle de marché libre incluant une fourniture de détail à un prix réglementé dans un champ d'application restreint spécifié par la loi.

- Négociant ayant une forte puissance sur le marché et prestataire de service universel

(185) Dans le cadre du nouveau modèle recommandé, le système actuel de service public devrait disparaître et les fonctions de fourniture en gros de service public et de fourniture de service public devraient cesser d'exister. MVM et les SRD pourraient poursuivre leurs activités sur le segment ouvert du marché, respectivement en leur qualité de négociant ayant une forte puissance sur le marché et de prestataire de service universel (PSU). L'obligation des SRD d'acheter l'électricité auprès de MVM disparaîtrait, ce qui constitue le changement le plus significatif dans les relations entre les acteurs du marché. Les PSU devraient être autorisés à acheter de l'électricité auprès de tout acteur du marché à un prix compétitif.

(186) Afin de corriger les disparités structurelles et de soutenir l'émergence de la concurrence, l'OHE prévoit d'introduire un régime réglementaire spécial applicable aux acteurs dominants du marché. Ce régime donnerait à l'OHE le pouvoir d'imposer des obligations supplémentaires (par exemple, ventes aux enchères obligatoires de capacité, contrôle des prix, obligations de fourniture) afin de prévenir les abus de position dominante de la part de tout négociant ayant une forte puissance sur le marché au niveau du gros ou du détail.

- Utilisateurs finals

(187) Dans le cadre du nouveau modèle pour l'énergie électrique, le système de prix régulés pour les clients industriels et commerciaux disparaîtra.

(188) Les ménages se verront accorder la possibilité d'acheter de l'électricité sur le marché libre après le 1er juillet 2007, mais les prix réglementés devraient être maintenus pour ces clients au motif qu'il s'agit d'un service public. Une fois qu'ils seront passés au segment ouvert du marché, les ménages ne pourront plus revenir au service à prix réglementé.

- Producteurs d'électricité et marchés de l'électricité

(189) L'obligation d'achat de capacité actuellement prévue par la LHE devrait disparaître et les grands producteurs d'électricité ne seront plus tenus de réserver la part la plus significative de leur capacité et de leur production d'électricité à MVM, à moins qu'ils ne soient tenus de le faire aux termes d'un AAE existant à long terme avec MVM.

(190) MVM sera habilitée à vendre sur le segment ouvert du marché la capacité et l'électricité achetées sur le segment ouvert du marché ou dans le cadre d'AAE à long terme. Les producteurs d'électricité seront habilités à vendre sur le segment ouvert du marché l'excédent de capacité et d'électricité par rapport aux quantités achetées dans le cadre des AAE à long terme et la capacité et l'électricité achetées dans le cadre des AAE à long terme, mais inutilisées par MVM.

(191) Le modèle recommandé prévoit la création de deux marchés pour la vente d'électricité et de capacité. Un marché organisé devrait être créé par un opérateur de marché appartenant à l'État (une filiale de MAVIR) pour le négoce à 24 heures. Un "marché" de transactions bilatérales devrait également être créé, comprenant (i) un ensemble de transactions de gré à gré ("marché OTC") entre les producteurs d'électricité (jusqu'à concurrence de leur capacité disponible) et les négociants, et (ii) la vente de capacité de production libérée par MVM lors des ventes aux enchères obligatoires.

Évolution des AAE et des marchés de l'électricité

(192) Le fonctionnement du nouveau modèle recommandé dépendra des résultats de la renégociation des AAE à long terme.

- La renégociation des AAE

(193) En 2002, dans le contexte de l'entrée de la Hongrie dans l'Union européenne, le Gouvernement hongrois a pris un décret (85) sur le calcul et la gestion des coûts non amortis, qui habilitait MVM à récupérer les coûts non amortis et lui imposait en même temps l'obligation de renégocier les AAE avant le 31 janvier 2003. Conformément à ces dispositions, un cycle de renégociation des AAE conclus entre MVM et les dix producteurs d'électricité concernés a eu lieu en février 2004. Ce cycle de renégociation a échoué, car aucune des parties impliquées ne semblait avoir intérêt à un changement des AAE existants. Il est peu probable à court terme que le gouvernement impose un nouveau cycle de renégociation.

(194) Toutefois, parallèlement à l'élaboration du nouveau modèle pour l'énergie électrique, l'OHE et le MET (86) discutent avec la Commission de la validité du système des AAE à long terme et du volume possible des coûts non amortis (mécanisme de prix de seuil). Le but est de garantir que le nouveau cadre réglementaire soit compatible avec la législation européenne sur la concurrence. Dans le contexte du nouveau modèle pour l'énergie électrique, le gouvernement a également l'intention de créer des incitants appropriés pour encourager MVM et les producteurs d'électricité à renégocier les AAE.

(195) Il convient de noter que la Commission a ouvert, en novembre 2004, une enquête sur les AAE à long terme en Hongrie, dans le cadre de la réglementation sur les aides d'État. (87) En raison de l'ouverture de cette procédure, tous les acteurs concernés auront probablement plus intérêt à ce que les AAE soient renégociés avec succès.

(196) Si les AAE sont modifiés en profondeur avant l'entrée en vigueur du nouveau modèle pour l'énergie électrique 2007 et si le processus aboutit à la libération d'importantes capacités de production et d'importantes quantités d'électricité (88), les producteurs d'électricité pourront fournir les négociants (segment ouvert du marché et PSU) et les clients éligibles directement dans le cadre de contrats bilatéraux (marché OTC) ou indirectement via le marché organisé nouvellement créé (échange d'énergie).

- Approvisionnement des utilisateurs finals d'électricité

(197) En matière d'accès et de fourniture d'électricité aux utilisateurs finals en Hongrie et en fonction des résultats des renégociations des AAE à long terme, le nouveau modèle pour l'énergie électrique pourrait entraîner les changements décrits ci-après.

(198) Premièrement, près d'un tiers de la demande totale émane des clients résidentiels en Hongrie. Même avec une ouverture complète du marché de l'électricité en 2007, l'on s'attend à ce que la majeure partie des ménages continue à s'approvisionner auprès des PSU.

(199) Deuxièmement, les utilisateurs industriels et commerciaux, qui représentent les deux tiers de la demande hongroise totale, seront potentiellement fournis par quatre canaux d'approvisionnement distincts: (i) le marché OTC, (ii) le marché organisé, (iii) les importations, (iv) les ventes aux enchères de MVM. Les gros utilisateurs finals d'électricité pourront s'approvisionner directement à ces sources, tandis que les petits et moyens utilisateurs finals d'électricité seront fournis indirectement par les négociants.

(200) Les gros utilisateurs industriels et les négociants peuvent acheter de l'électricité dans le cadre de contrats bilatéraux sur le marché OTC auprès: (i) des gros producteurs d'électricité actuels (à condition que les AAE à long terme aient été renégociés ou seulement pour les quantités excédentaires des AAE à long terme), (ii) des petits producteurs d'électricité (en dehors d'un AAE à long terme), (iii) des centrales électriques récemment construites (en dehors d'un AAE à long terme), (iv) des négociants.

(201) Certaines quantités d'électricité seront négociées sur le marché organisé (négociants et gros clients industriels). Sur la base des discussions avec l'OHE, à long terme, cette part peut être estimée à environ un tiers de l'électricité vendue en fin de compte aux utilisateurs industriels et commerciaux.

(202) Les gros utilisateurs industriels et les négociants continueront à importer de l'électricité. Les capacités transfrontalières continueront à être attribuées à des enchérisseurs lors des ventes aux enchères. Ils pourront également acheter de l'énergie lors des ventes aux enchères imposées à MVM. Le champ d'application de ces ventes aux enchères obligatoires reste à préciser.

(203) Si les AAE ne sont pas substantiellement modifiés avant 2007 et avant l'introduction du nouveau modèle, les producteurs d'électricité continueront à réserver la majeure partie de leurs capacités et à fournir la majeure partie de leur production d'électricité à MVM, qui à son tour vendra très probablement la majeure partie de ces quantités aux PSU (89) ou par ventes aux enchères obligatoires (mensuelles et/ou annuelles). Dans ce cas, même dans le cadre du nouveau modèle pour l'énergie électrique, les actuels producteurs d'électricité ne pourront pas souscrire de contrat directement avec les négociants ou les utilisateurs finals, ce qui fera obstacle à l'émergence d'un marché OTC concurrentiel et efficace. Les gros producteurs d'électricité resteront liés à MVM et les négociants devront recourir aux importations ou à l'électricité non vendue sur la base des AAE, comme dans la situation actuelle.

(204) L'impact négatif des AAE sur la concurrence pourrait être partiellement compensé par les ventes aux enchères de capacité obligatoires imposées à MVM sur le marché organisé ou sur le marché OTC, ce qui pourrait faire partie des obligations supplémentaires pouvant être imposées aux négociants ayant une forte puissance sur le marché de gros.

(205) Afin de baser son appréciation sur les hypothèses les plus raisonnables concernant l'évolution du marché de l'électricité en Hongrie, la Commission a également consulté les principaux acteurs du marché sur leurs attentes relatives à l'évolution du cadre réglementaire de l'électricité en juillet 2007. Bien que la plupart de ces acteurs aient manifesté une certaine incertitude, ils ont généralement confirmé que l'essentiel des éléments du modèle de marché recommandé de l'OHE serait très probablement adopté.

(206) L'enquête de la Commission a également fait apparaître une incertitude quant à la renégociation des AAE à long terme. Bien que les AAE soient examinés par la Commission au plan de leur conformité avec les règles relatives aux aides d'État pour garantir qu'ils ne provoquent pas de distorsions de la concurrence dans le secteur de l'électricité, MVM et les producteurs d'électricité n'ont pas intérêt à renégocier les AAE. Les AAE garantissent aux producteurs d'électricité des prix d'achat de l'électricité relativement élevés et une rentabilité stable et raisonnable. Leur disparition signifierait une plus forte concurrence entre les centrales électriques et une plus grande incertitude quant aux prix de vente de l'électricité. Elle signifierait aussi un déclin de l'importance et du rôle du segment du service public et mettrait fin à la forte position de MVM en sa qualité de grossiste de service public.

(207) La Commission relève que l'évolution du cadre réglementaire du secteur de l'électricité et son calendrier n'ont pas été contestés par les parties dans leur réponse à la communication des griefs.

(iii) Marchés de produits en cause

(208) À la lumière du cadre réglementaire actuel qui régit le marché en Hongrie, les parties estiment que les marchés de produits suivants sont pertinents aux fins de la fourniture d'électricité: (i) clients résidentiels ou ménages; (ii) petits clients industriels et commerciaux et (iii) moyens et gros clients industriels et commerciaux. Les parties considèrent également la production d'électricité comme un marché de produits en cause en soi, distinct du marché de l'électricité en gros. Les parties déclarent en outre que seule la production d'électricité est un marché en cause aux fins de l'appréciation de l'opération proposée (90).

(209) Dans le passé (91), la Commission a estimé que les activités suivantes étaient des marchés de produits distincts: la production et la fourniture d'électricité en gros (c'est-à-dire la production d'électricité dans des centrales électriques et les importations physiques d'électricité via les interconnecteurs et la vente de celle-ci sur le marché de gros à des négociants, des sociétés de distribution ou de gros industriels/utilisateurs finals), le transport d'électricité (via des lignes à haute tension); la distribution d'électricité (via des lignes à basse tension), la fourniture d'électricité au détail (aux petits utilisateurs industriels et commerciaux et aux clients résidentiels) et les services d'équilibrage.

(210) Sur la base des pratiques passées et de l'enquête dans la présente affaire, la Commission considère que les marchés de produits suivants sont pertinents aux fins de l'appréciation de la présente opération:

- l'exploitation d'infrastructures électriques, y compris le transport d'électricité, la distribution d'électricité; - la fourniture d'énergie d'équilibrage;

- la production et la fourniture en gros d'électricité aux négociants, à MVM et aux SRD;

- la fourniture d'électricité au détail aux moyens et gros clients industriels et commerciaux, aux petits et moyens clients industriels et commerciaux et aux clients résidentiels.

(211) Cette définition des marchés de produits en cause dans le secteur de l'électricité ne diffère de la délimitation des marchés proposée par les parties qu'en ce qui concerne la combinaison de la production d'électricité et des activités de gros en un seul marché de produits en cause. Toutefois, cette différence (et la définition précise) n'a pas d'impact sur le résultat de l'appréciation de la présente opération. Il y a lieu de souligner que les parties n'ont pas contesté la définition des marchés de produits en cause dans le secteur de l'électricité dans leur réponse à la communication des griefs.

a. Infrastructures

Transport d'électricité

(212) L'exploitation et la gestion d'un réseau de lignes électriques à haute tension ("transport d'électricité") ont constamment été considérées par la Commission comme un marché de produits en cause et comme un monopole naturel.

(213) En Hongrie, le réseau de transport est détenu et exploité par MAVIR, le gestionnaire du réseau de transport. L'accès au réseau de transport est accordé aux tiers à un tarif réglementé. Les lignes de transport peuvent avoir une tension de 750 kV, 400 kV ou 220 kV.

(214) Bien que ce marché de produits ne soit pas un marché de produits en cause au sens du règlement sur les concentrations, l'analyse de l'accès à la capacité disponible sur ce réseau et aux interconnecteurs transfrontaliers est pertinente pour l'appréciation de l'opération projetée.

Distribution d'électricité

(215) L'exploitation et la gestion du/des réseau(x) à basse tension ("distribution d'électricité") ont également été considérées par la Commission comme un marché de produits en cause et comme un monopole naturel.

(216) En Hongrie, les réseaux de distribution sont détenus et exploités par les SRD, qui sont les gestionnaires du réseau de distribution. L'accès au réseau est accordé aux tiers à un tarif réglementé. Les principales lignes de distribution disposent d'une tension de 120 kV et les lignes de distribution secondaires d'une tension oscillant entre 35 kV et 220 V.

(217) Il existe six réseaux de distribution régionaux en Hongrie. Ces réseaux couvrent différentes zones du pays et ne se chevauchent pas. Chacun de ces réseaux constitue donc un marché de produits distinct puisque, pour tout client donné, la distribution via un réseau de distribution n'est pas remplaçable par la distribution via un autre réseau.

(218) Bien que ces marchés de produits ne soient pas des marchés de produits en cause au sens du règlement sur les concentrations, l'analyse de l'accès à la capacité disponible sur ces réseaux est pertinente aux fins de l'appréciation de l'opération projetée.

b. Énergie d'équilibrage

(219) Dans des décisions antérieures, la Commission a admis l'existence d'un marché distinct de l'énergie d'équilibrage, compte tenu de l'absence de substituabilité par un autre type de fourniture d'électricité en gros (92).

(220) Sur la plupart des marchés d'électricité, le gestionnaire du réseau est responsable du maintien de la tension du réseau; il dispose pour ce faire d'une marge de manœuvre très étroite. S'il y a surconsommation, la tension du réseau baisse, ce qui peut provoquer, à un moment donné, des problèmes de stabilité du réseau. Un problème survient également s'il y a sous-consommation, car dans ce cas, la tension du réseau s'élève au-dessus d'un seuil de tolérance acceptable et le gestionnaire du réseau doit veiller à écarter une certaine capacité de production ou à ajouter une certaine consommation. En Hongrie, le gestionnaire du réseau (MAVIR) assure le système d'équilibrage énergétique et achète de l'énergie afin de fournir l'énergie nécessaire aux unités d'équilibrage. Le gestionnaire du réseau achète également de l'électricité afin de compenser les pertes du réseau de transport et de fournir les services liés au réseau.

(221) L'électricité utilisée pour l'équilibrage du système n'est produite que par des centrales électriques à gaz, étant donné que la centrale nucléaire et les centrales au lignite ne satisfont pas aux exigences techniques appropriées (charge, rapidité) et est achetée par le gestionnaire du réseau au niveau national. En outre, une grande partie de l'électricité est achetée à MVM du fait de l'existence d'AAE à long terme.

(222) L'enquête menée par la Commission a confirmé que la fourniture d'électricité d'équilibrage constituait un marché de produits en cause aux fins de la présente décision.

c. Production/fourniture en gros d'électricité

(223) Dans des décisions antérieures, la Commission a considéré la production et la fourniture en gros d'électricité comme un marché de produits distinct (93). Cela englobe la production d'électricité dans les centrales électriques et l'électricité réellement importée via les interconnecteurs par les négociants (94). Les parties distinguent le marché de la production d'électricité et le marché de la vente en gros d'électricité (95). Toutefois, elles n'expliquent pas pourquoi ces deux marchés de produits devraient être distincts.

(224) L'enquête de la Commission a confirmé que la production d'électricité et la vente en gros d'électricité en Hongrie appartiennent au même marché de produits en cause. L'aspect "fourniture" de ce marché de produits est constitué par les producteurs d'électricité, les négociants en gros et les importations d'électricité, et l'aspect "demande" est constitué par les diverses catégories de revendeurs d'électricité, MVM, les SRD et les négociants en électricité. L'enquête a également montré que ces diverses catégories de clients appartiennent à des marchés de produits en cause distincts du fait qu'elles relèvent d'un autre cadre réglementaire.

(225) Les marchés de produits en cause doivent être appréciés dans le contexte de l'évolution du cadre réglementaire de l'électricité en Hongrie. À cette fin, une distinction doit être faite entre la structure actuelle du secteur de l'électricité et la structure qui devrait voir le jour prochainement, à la suite de la mise en œuvre du nouveau modèle pour l'énergie électrique et de la modification des AAE à long terme.

(226) Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties n'ont pas contesté la conclusion de la Commission selon laquelle la production et la fourniture en gros d'électricité font partie du même marché de produits en cause.

Fourniture d'électricité en gros aux négociants

(227) Avec le cadre réglementaire actuel, les négociants présents sur le segment libéralisé du marché de l'électricité en gros sont habilités à acheter de l'électricité aux producteurs d'électricité, aux autres négociants, au grossiste de service public et à l'étranger, et ils sont habilités à vendre de l'électricité aux clients éligibles, aux autres négociants et au grossiste de service public. Les négociants en électricité actifs actuellement en Hongrie sont généralement des filiales constituées par les SRD pour être présentes sur le segment ouvert du marché (appelées "filiales de négoce des SRD") ou des filiales de groupes européens de négoce récemment établis (96). Pour le moment, la majorité des négociants en électricité fournissent de l'électricité uniquement aux autres négociants ou aux gros clients industriels.

(228) Compte tenu du le cadre réglementaire applicable aux négociants en électricité, la fourniture d'électricité en gros aux négociants constitue un marché de produits en cause ouvert à la concurrence.

(229) Avec le nouveau cadre réglementaire, le domaine du segment ouvert du marché de l'électricité en gros va s'étendre considérablement, puisque les SRD agiront essentiellement en leur qualité de négociant. En fonction de la réduction du champ d'application des AAE à long terme et des ventes aux enchères obligatoires imposées à MVM, une capacité de production supplémentaire sera également libérée pour être négociée sur le segment ouvert du marché en gros.

Fourniture d'électricité en gros à MVM

(230) Le cadre réglementaire actuel est basé sur un système hybride (segment réglementé et segment ouvert du marché). D'un côté, une grande partie du marché hongrois de gros est organisée selon un régime d'"acheteur unique". Sur ce segment réglementé du marché, les producteurs d'électricité offrent la quantité d'électricité produite qui a fait l'objet d'un contrat de service public au grossiste de service public, MVM. D'un autre côté, le segment ouvert du marché de gros est basé sur un marché concurrentiel. Les quantités produites par les centrales électriques qui ne sont pas couvertes par un contrat de service public, l'électricité objet d'un contrat souscrit par MVM à des fins de service public et les importations sont achetées par les négociants sur le segment ouvert du marché de gros.

(231) En raison de l'existence d'un segment de marché de service public et des AAE à long terme, la vente en gros d'électricité à MVM par les gros producteurs d'électricité hongrois constitue un marché de produits en cause non ouvert à la concurrence.

(232) Avec le nouveau cadre réglementaire, le segment de service public de gros sera certainement appelé à disparaître. En conséquence, la Commission considère que la fourniture en gros d'électricité à MVM fera progressivement partie du même marché de produits que la fourniture en gros d'électricité aux autres négociants, à mesure que le champ d'application des AAE à long terme se réduira.

Fourniture d'électricité en gros aux SRD

(233) Avec le cadre réglementaire actuel (97), le grossiste de service public est tenu de fournir les SRD à un prix officiel jusqu'à concurrence de l'exécution des contrats de service public conclus avec les SRD. MVM et les SRD ont l'obligation de conclure un accord pour l'attribution et la réception de l'électricité nécessaire à l'approvisionnement des clients du service public. Ces AAE à long terme entre MVM et les SRD stipulent que MVM ne pratiquera aucune discrimination entre les SRD. Les SRD ne sont pas autorisées à acheter de l'électricité à des fins de service public auprès d'autres sources.

(234) Compte tenu du cadre réglementaire actuellement applicable aux SRD, la fourniture d'électricité en gros aux SRD constitue un marché de produit en cause non ouvert à la concurrence.

(235) Avec le nouveau cadre réglementaire, les SRD n'agiront plus en leur qualité de fournisseurs de service public, mais en tant que prestataires du service universel (PSU) et pourront acheter de l'électricité auprès de tout grossiste en électricité. Toutefois, elles auront des droits (accès privilégié à l'électricité vendue par MVM) et des obligations supplémentaires (service public pour la clientèle des ménages). En conséquence, la Commission considère qu'après l'introduction du nouveau cadre réglementaire, la nouvelle structure de marché, la fourniture en gros d'électricité aux SRD fera très probablement partie du même marché de produits que la fourniture en gros d'électricité aux autres négociants.

d. Fourniture d'électricité au détail aux utilisateurs finals

(236) Dans ses décisions antérieures, la Commission a défini les marchés de produits en cause de la fourniture d'électricité au détail aux utilisateurs finals en fonction des catégories de clients. La Commission a identifié ces groupes de clients sur la base du cadre réglementaire applicable à ceux-ci et de leur profil de consommation.

(237) Les parties affirment que, aux fins de l'appréciation de la présente opération, la fourniture d'électricité au détail devrait être considérée comme un marché distinct du marché de la fourniture d'électricité en gros. Conformément à la pratique de la Commission en la matière, les parties distinguent trois catégories d'utilisateurs finals (moyens et gros clients industriels et commerciaux (MGC), petits clients industriels et commerciaux (PC) et clients résidentiels). En outre, les parties considèrent que tous les clients éligibles - pas seulement ceux qui sont effectivement passés au segment ouvert du marché - appartiennent à ce groupe d'utilisateurs finals.

(238) Bien qu'un certain nombre de personnes interrogées dans le cadre de l'enquête aient déclaré qu'il faudrait opérer une distinction entre les utilisateurs finals du système réglementé et du système non réglementé, parce que les conditions de fourniture qui leur sont appliquées sont différentes, la Commission convient avec les parties que ces utilisateurs finals appartiennent au même marché de produits en cause. Tous les clients éligibles choisissent librement de se tourner vers le segment réglementé ou le segment ouvert du marché en fonction du prix et des conditions de chaque segment. Changer de segment n'implique pas de coûts élevés pour les clients. Il a donc été confirmé que non seulement des clients sont passés au segment ouvert du marché, mais aussi que des clients sont revenus au segment réglementé du marché. Par conséquent, la Commission estime que la distinction entre les clients éligibles qui sont passés au segment ouvert du marché et ceux qui sont restés sur le segment réglementé du marché n'est pas pertinente aux fins de la définition du marché de produits en cause.

(239) L'enquête a confirmé que les trois groupes d'utilisateurs finals identifiés par les parties sont les plus pertinents pour la définition du marché de produits, du fait de leur profil de consommation et du cadre réglementaire applicable. Les MGC et les PC présentent des profils de consommation distincts et les clients résidentiels constituent un marché de produits en cause distinct parce qu'ils ne sont actuellement pas éligibles.

Fourniture d'électricité au détail aux gros clients industriels et commerciaux et fourniture d'électricité au détail aux petits clients industriels et commerciaux

(240) Tous les clients non résidentiels (clients industriels et commerciaux) sont habilités à changer de fournisseur et à acheter leur électricité sur le segment réglementé du marché auprès de leur SRD locale ou auprès d'un négociant en électricité sur le segment ouvert du marché. Ces utilisateurs finals sont également habilités à changer de négociant et à revenir au segment réglementé du marché. Selon les parties, bien que le statut juridique des MGC et des PC soit similaire, ces deux catégories d'utilisateurs finals se distinguent par leurs profils de consommation et leurs relations commerciales avec leurs fournisseurs d'électricité.

(241) Les parties définissent les MGC comme des utilisateurs finals dont la consommation d'électricité annuelle moyenne est supérieure à 0,5 GWh, tandis que les PC sont définis comme des clients non résidentiels dont la consommation d'électricité annuelle moyenne est inférieure à 0,5 GWh. Les parties déclarent que le groupe de clients décrits comme des MGC englobe tous les clients qui reçoivent de l'électricité à haute et moyenne tension (98) et la clientèle des chaînes, tandis que les PC achètent des quantités d'électricité moins importantes et sont approvisionnés en basse tension (0,4 kV).

(242) En ce qui concerne les profils de consommation, les parties déclarent que le profil de consommation annuel et journalier des MGC est généralement plus stable que celui des PC. La demande des PC fluctue souvent au cours de la journée, leur consommation étant plus faible le soir et la nuit.

(243) Les MGC et les PC se distinguent également par leur approche en matière d'achat d'électricité. Les MGC disposent généralement de personnel spécialisé et de ressources pour négocier efficacement et comparer les diverses offres présentées par les négociants/SRD. Ils lancent généralement des appels d'offres d'achat d'électricité et recherchent des offres auprès de différents acteurs du marché. En conséquence, ils obtiennent habituellement de leurs fournisseurs d'électricité des offres adaptées à leurs besoins. Leurs partenaires commerciaux affectent souvent un gestionnaire de grand compte au traitement de leur compte. Par contre, les PC disposent de ressources limitées pour comparer les conditions et les fournisseurs d'électricité pratiquent à leur égard un marketing de masse. Du fait de ces profils d'achat distincts, à partir d'août 2005, les MGC ont été plus nombreux à changer de fournisseur (sur le segment ouvert du marché) que les PC.

(244) Les documents internes d'E.ON (99) [...]*. Selon ces documents, [...]*

(245) Ainsi, l'enquête de marché a confirmé la définition de marché de produit proposée par les parties et, dans le contexte du cadre juridique actuel, la fourniture d'électricité au détail aux MGCs et PCs constitue deux marchés de produit distincts pour les besoins de la présente décision. Bien que ces marchés de produit ne soient pas des marchés de produit affectés au sens du Réglement Concentrations, l'analyse de leur dynamique concurentielle et de l'évolution de la position de marché d'E.ON sont pertinents pour l'évaluation de l'impact concurrentiel de l'opération proposée.

(246) Avec le nouveau cadre réglementaire, le segment de service public devrait disparaître en ce qui concerne les MGC et les PC, ce qui aura un impact sur les conditions concurrentielles relatives à la fourniture d'électricité au détail aux MGC et aux PC. Comme les clients résidentiels deviendront éligibles, ils pourront également faire partie du marché des PC (voir infra).

Fourniture d'électricité au détail aux clients résidentiels

(247) Avec le cadre réglementaire actuel, les clients résidentiels ne sont pas autorisés à changer de fournisseur et ils achètent leur électricité auprès de leur SRD locale à des conditions réglementées.

(248) Compte tenu du cadre réglementaire actuellement applicable aux clients résidentiels, la fourniture d'électricité au détail aux clients résidentiels constitue un marché de produits en cause non ouvert à la concurrence.

(249) En ce qui concerne le cadre réglementaire applicable après l'ouverture du marché, l'enquête n'a pas fourni d'indications précises sur la question de savoir si les clients résidentiels et les PC appartiendront au même marché de produits en cause.

(250) Toutefois, la question de savoir si les clients résidentiels et les PC feront partie du même marché de produits en cause après l'ouverture du segment de marché des clients résidentiels peut être laissée en suspens aux fins de la présente opération, dans la mesure où l'appréciation de l'affaire au plan de la concurrence reste identique, quelle que soit l'option envisagée.

(iv) Marchés géographiques en cause

(251) Les parties soutiennent que les marchés de produits en cause dans le secteur de l'électricité revêtent une dimension nationale ou infranationale (100), essentiellement à cause du cadre réglementaire hongrois. Cette approche est confirmée par l'enquête de la Commission.

(252) Bien que certaines des personnes interrogées dans le cadre de l'enquête affirment que le marché de l'électricité en gros pourrait revêtir une dimension géographique plus vaste, la plupart des acteurs du marché ont mis en lumière les spécificités du marché hongrois et souscrivent à l'avis des parties. Au vu de ces commentaires et des importations considérables réalisées par la Hongrie, la Commission a soigneusement évalué la pertinence d'un marché géographique de l'électricité en gros plus vaste que la Hongrie, mais elle est finalement parvenue à la conclusion que, avec le cadre réglementaire actuel, la portée géographique la plus appropriée de ce marché de produits en cause est nationale.

a. Infrastructures

Transport de l'électricité

(253) Le réseau hongrois de transport d'électricité est détenu et exploité au niveau national par MVM. Par conséquent, le marché du transport d'électricité revêt une dimension nationale.

Distribution de l'électricité

(254) Les six réseaux hongrois de distribution d'électricité sont détenus et exploités par les six SRD. Par conséquent, le marché de la distribution d'électricité revêt une dimension infranationale et chacune des régions couvertes par un réseau de distribution constitue un marché géographique en cause distinct.

b. Énergie d'équilibrage

(255) L'électricité utilisée pour l'équilibrage du système ne peut être importée, car elle doit être produite dans le pays et contrôlée par l'OST national hongrois, conformément au règlement de l'UCTE. En outre, les désignations/programmes d'importations sont définis au jour le jour et il est impossible de les modifier pendant la journée. Par conséquent, la portée géographique du marché de l'énergie d'équilibrage est nationale.

c. Production/fourniture en gros d'électricité

Fourniture d'électricité en gros aux négociants

(256) Les parties considèrent que le marché de produits en cause revêt une dimension nationale en raison du cadre réglementaire hongrois. Elles affirment que, selon les dispositions pertinentes de la LHE, pour obtenir une licence hongroise pour le négoce de l'électricité, il est nécessaire d'établir une société en Hongrie. Par conséquent, il n'est pas possible juridiquement, pour un négociant en électricité installé hors de Hongrie, de vendre de l'électricité en Hongrie sans établir préalablement une filiale dans le pays. Les parties soulignent également qu'il ne peut être exclu qu'avec la libéralisation en cours, les marchés de l'électricité en gros seront à l'avenir plus vastes que les marchés nationaux.

(257) Dans le cadre de l'enquête, quelques parties interrogées actives sur le marché ont déclaré que la dimension géographique du marché de gros de l'électricité, avec le cadre de réglementation actuel, allait au-delà du territoire national, en raison du rôle significatif joué par les importations.

(258) Du fait de sa position centrale en Europe orientale, la Hongrie dispose de très nombreuses interconnexions avec les pays voisins, notamment l'Autriche, la Slovaquie, l'Ukraine, la Roumanie, la Serbie et la Croatie. En 2003, la Hongrie a importé 11,4 TWh et exporté 4,5 TWh, soit 6,9 TWh d'importations nettes. Selon MVM, la capacité technique potentielle d'importation est encore plus importante, les connecteurs avec les pays du Sud n'étant pas utilisés pour les importations (Serbie, Roumanie). En conséquence, 18,1 % (101) de l'électricité utilisée en Hongrie en 2003 était importée. Cette part d'importations est relativement élevée en comparaison avec d'autres pays européens: Italie (15,9 %), Autriche (11 %), Belgique (7,3 %) et Portugal (6,5 %). En 2005, l'excédent net des importations devrait atteindre 8 TWh sur la base des estimations de MAVIR (102).

(259) Bien que les importations d'électricité semblent représenter une part significative de la consommation nationale (et qu'elles jouent un rôle prédominant sur le segment ouvert du marché), les conditions de la concurrence pour la fourniture d'électricité en gros sont nettement différentes en Hongrie par rapport aux pays voisins.

(260) Premièrement, la Hongrie joue un rôle significatif comme pays de transit et les quantités exportées s'élevaient à environ 40 % des quantités importées en 2003. L'électricité est essentiellement importée du Nord (Slovaquie et Ukraine) et exportée vers le Sud (Croatie et Serbie). Le seul pays avec lequel les flux d'électricité ont lieu dans les deux sens est l'Autriche. Le volume réel du transit d'électricité via la Hongrie est difficile à estimer, car le régime CBT ne fait pas de distinction entre exportations et importations et transit, et les capacités transfrontalières sont attribuées indépendamment de leur utilisation finale.

(261) En d'autres termes, les chiffres bruts sur les importations et les capacités d'interconnexion ne sont pas entièrement pertinents aux fins de l'appréciation de la portée géographique du marché en cause. Les chiffres nets sur les importations reflètent davantage les contraintes concurrentielles exercées par les importations et les capacités d'importation avec les pays du Sud ne devraient pas être prises en considération. De même, le fait que la majeure partie de l'électricité vendue sur le segment ouvert du marché hongrois de gros provienne des importations est essentiellement lié à la très faible capacité de production nationale disponible sur ce segment, en raison de l'existence des AAE à long terme.

(262) Deuxièmement, les interconnecteurs d'électricité avec l'Autriche et la Slovaquie sont encombrés pratiquement en permanence, selon l'OHE, de sorte qu'aucune importation supplémentaire n'est possible actuellement sans capacité supplémentaire d'interconnexion. L'OHE souligne en outre que les encombrements nationaux et les méthodes d'attribution transfrontalière limitent les capacités

(263) En conséquence, l'influence des importations sur les prix de l'électricité en gros en Hongrie est limitée, comme en témoigne la différence de niveaux de prix entre la Hongrie et les pays voisins. Bien que les niveaux de prix de gros de l'électricité soient difficiles à évaluer, étant donné que la plupart des marchés de gros de l'électricité dans les pays voisins de la Hongrie ne sont pas encore liquides et transparents (sauf en Autriche), l'enquête montre que les prix de gros de l'électricité en Hongrie sont moins élevés qu'en Autriche, en Allemagne et en Croatie, mais plus élevés qu'en Slovaquie, en Roumanie, en Ukraine et en Serbie. Selon les parties (103), les prix de l'électricité en gros en Roumanie, en Slovaquie et en Serbie sont actuellement inférieurs de [0-5]* euro/MWh, [0-5]* euro/MWh et [0-5]* euro/MWh, respectivement, à ceux pratiqués en Hongrie.

(264) L'étude de marché a également montré (104) que la capacité limitée d'interconnexion avec les pays situés au Nord de la Hongrie - où les coûts de production de l'électricité sont plus faibles - implique que la capacité d'interconnexion attribuée par vente aux enchères est onéreuse. En conséquence, les prix de l'électricité entre la Hongrie et ses voisins du Nord ne convergent pas, car les prix des ventes aux enchères compensent les différences de prix de l'électricité.

(265) Troisièmement, selon les parties, le cadre réglementaire hongrois spécifie explicitement que les négociants en électricité doivent constituer une société hongroise de négoce et obtenir une licence de négoce hongroise pour pouvoir opérer sur le marché hongrois (105). Une licence de négoce transfrontalier est nécessaire pour importer de l'électricité. Il est clair que pour une société étrangère, ces exigences limitent les possibilités de pratiquer le négoce de l'électricité et les activités de gros sur le marché hongrois.

(266) Quatrièmement, le cadre réglementaire hongrois et les règles d'ouverture du marché restent encore substantiellement différentes de ceux des pays voisins. Un opérateur du marché a souligné que le cadre juridique concernant le combustible principal des centrales électriques (aide d'État pour le charbon local et le nucléaire) varie suivant les pays, de même que les règles environnementales et autres affectant la production d'électricité. En conséquence, la composition de la production d'électricité en Hongrie et dans les pays voisins diffère considérablement, ce qui a un impact sur l'homogénéité du marché de gros de l'électricité.

(267) Il n'est pas exclu qu'à l'avenir, selon l'évolution de la situation, par exemple s'il y a une modification du cadre réglementaire, des capacités supplémentaires d'interconnexion et une convergence potentielle des prix, le marché de la fourniture d'électricité en gros aux négociants en Hongrie acquière une dimension géographique plus vaste.

Fourniture d'électricité en gros à MVM

(268) En application de la législation hongroise actuelle, MVM est tenue d'acheter de l'électricité à des fins de service public dans le cadre des AAE à long terme conclus avec les principales centrales électriques hongroises. La portée géographique du marché de la fourniture d'électricité en gros à MVM à des fins de service public revêt donc une dimension nationale.

(269) Avec le nouveau cadre réglementaire, MVM pourra s'approvisionner en électricité sur le segment ouvert du marché de gros, en fonction de la réduction du champ d'application des AAE à long terme. Le marché de la fourniture d'électricité en gros à MVM restera donc national pour les mêmes raisons que le marché de la fourniture d'électricité en gros aux négociants.

Fourniture d'électricité en gros aux SRD

(270) Conformément à la législation hongroise actuelle, les SRD doivent acheter de l'électricité à des fins de service public dans le cadre d'accords de fourniture avec MVM. La portée géographique du marché de fourniture d'électricité en gros aux SRD à des fins de service public revêt donc une dimension nationale.

(271) Avec le nouveau cadre réglementaire, les PSU pourront s'approvisionner en électricité sur le segment ouvert du marché de gros. Le marché de la fourniture d'électricité en gros aux SRD fera donc partie du marché de la fourniture d'électricité en gros aux négociants.

d. Fourniture d'électricité au détail aux utilisateurs finals

Fourniture d'électricité au détail aux MGC et aux PC

(272) Dans des décisions antérieures (106), la Commission a mis en lumière le fait qu'une présence locale est requise pour toutes les activités de vente d'électricité au détail à de gros ou de petits clients, car l'image de marque, le marketing, le service au client, le comptage et la facturation sont essentiels dans ce secteur.

(273) Dans leur communication, les parties considèrent que la fourniture d'électricité à tous les clients hongrois éligibles revêt une portée nationale, du fait de l'homogénéité des conditions concurrentielles dans l'ensemble du pays. Les clients éligibles peuvent acheter de l'électricité auprès de leur SRD, active à un niveau infranational, ou aux négociants en électricité, actifs au niveau national.

(274) L'enquête a confirmé qu'avec le cadre réglementaire actuel, la concurrence a lieu au niveau national pour les clients éligibles. Premièrement, les négociants en électricité peuvent cibler des clients spécifiques (essentiellement de gros utilisateurs industriels ou d'autres négociants), mais sans privilégier aucune zone géographique spécifique de Hongrie. Deuxièmement, les chiffres relatifs aux importations et aux exportations d'électricité montrent clairement que très peu de clients éligibles importent de l'électricité directement, bien qu'ils soient habilités à le faire. Selon l'OHE (107), les clients éligibles hongrois ont importé [500-1000] GWh d'électricité en 2003 et [0-500] GWh en 2004, ce qui représente respectivement [0-5] % et [0-5] % des importations hongroises nettes de ces deux années.

(275) La portée géographique du marché de la fourniture d'électricité au détail aux MGC et aux PC revêt donc une dimension nationale.

(276) En ce qui concerne le nouveau cadre réglementaire, ni les parties ni l'enquête ne donnent d'indication sur la question de savoir si cette dimension géographique de la fourniture d'électricité au détail pourrait s'étendre.

Fourniture d'électricité au détail aux clients résidentiels

(277) Selon la législation hongroise, les clients résidentiels sont tenus d'acheter leur électricité auprès de leur SRD locale et ne sont pas habilités à changer de négociant pour passer au segment ouvert du marché. Par conséquent, la portée géographique du marché de la fourniture d'électricité au détail aux clients résidentiels revêt une dimension infranationale et chaque réseau de distribution régional constitue un marché géographique en cause distinct.

(278) Avec le nouveau cadre réglementaire, les clients résidentiels pourront changer de fournisseur. Le marché de la fourniture d'électricité au détail aux clients résidentiels revêtira donc une dimension nationale pour les mêmes raisons que les autres marchés d'électricité au détail.

(279) En conclusion, la Commission a évalué l'impact de l'opération projetée dans le secteur de l'électricité sur la base des définitions de marché suivantes:

- exploitation d'infrastructures électriques:

(1) transport d'électricité en Hongrie,

(2) distribution d'électricité sur les territoires des SRD hongroises,

- fourniture d'énergie d'équilibrage en Hongrie,

- production/ fourniture d'électricité en gros:

(4) fourniture d'électricité en gros aux négociants en Hongrie,

(5) fourniture d'électricité en gros à MVM en Hongrie,

(6) fourniture d'électricité en gros aux SRD en Hongrie,

- fourniture d'électricité au détail aux utilisateurs finals:

(7) fourniture d'électricité au détail aux moyens et gros clients industriels et commerciaux en Hongrie,

(8) fourniture d'électricité au détail aux petits clients industriels et commerciaux en Hongrie,

(9) fourniture d'électricité au détail aux clients résidentiels sur les territoires des SRD hongroises.

VI. APPRÉCIATION AU REGARD DES RÈGLES DE LA CONCURRENCE

(280) Les parties interrogées dans le cadre de l'enquête de la Commission ont exprimé des inquiétudes à tous les niveaux de la chaîne de distribution du gaz et de l'électricité, depuis l'achat de gaz en amont jusqu'à la production et à la distribution d'électricité en aval. Elles insistent sur le fait que l'accès direct au gaz est essentiel pour les activités de fourniture de gaz et d'électricité au détail tout comme pour la production d'électricité en Hongrie. Face à ces préoccupations, la Commission a procédé à une évaluation détaillée de l'impact de l'opération projetée sur les marchés du gaz et de l'électricité définis aux considérants 141 et 279, à l'exception des cinq marchés qui ne sont pas affectés par cette opération (le marché de la distribution de gaz sur les territoires des SRD hongroises, le marché du transport de l'électricité en Hongrie, le marché de la distribution d'électricité sur les territoires des SRD hongroises, le marché de la fourniture d'énergie d'équilibrage en Hongrie et le marché de la fourniture d'électricité en gros à NVM en Hongrie).

<emplacement tableau>

(281) Avant l'opération, MOL détenait déjà le contrôle quasi-exclusif des infrastructures gazières et des contrats de fourniture en Hongrie. Le groupe possède également l'ensemble des installations de stockage de gaz hongroises et détient un quasi-monopole sur les marchés de la fourniture de gaz en gros. Le changement essentiel apporté par l'opération projetée est que E.ON, à la différence de MOL, occupe une position forte sur les marchés de la fourniture de gaz au détail grâce à sa participation majoritaire et minoritaire dans trois SRD gazières, de la production d'électricité et de la fourniture d'électricité au détail, grâce à sa participation majoritaire dans trois SRD d'électricité et à sa filiale de négoce, E.ON EK.

(282) En conséquence, la concentration proposée créera une entité totalement intégrée verticalement d'un bout à l'autre des chaînes de fourniture de gaz et d'électricité. Grâce à son enquête et à son évaluation économique, la Commission a établi que cette intégration aura pour résultat direct que la nouvelle entité aura la capacité et l'incitation nécessaire pour entraver de manière significative la concurrence sur les marchés de l'électricité et du gaz situés en aval, en augmentant les coûts de la concurrence ou en leur interdisant l'accès aux ressources gazières.

(283) L'appréciation de l'opération par la Commission au regard des règles de concurrence a été réalisée à la fois à la lumière du cadre réglementaire actuel et futur. Pour les motifs énoncés ci-dessous, les problèmes de concurrence vont s'aggraver dans les secteurs du gaz et de l'électricité immédiatement après l'opération, déjà dans le cadre réglementaire actuel. Comme s'y attendent tous les opérateurs du marché, ces préoccupations iront encore croissant après la modification du cadre réglementaire qui a pour but de libéraliser complètement les secteurs du gaz et de l'électricité en Hongrie.

A. MOL WMT occupe une position dominante sur le marché de la fourniture de gaz en gros en Hongrie

(284) Avant la libéralisation du secteur hongrois du gaz, MOL détenait un monopole légal pour la fourniture de gaz en gros en Hongrie. Sur le segment réglementé du marché qui coexiste toujours avec le marché libéralisé dans le modèle hongrois hybride, MOL WMT conserve ses anciens droits de monopole. Sur le segment ouvert des marchés du gaz, MOL WMT occupe actuellement une position dominante sur tous les marchés de la fourniture de gaz en gros en Hongrie (négociants en gaz et grandes centrales électriques) et sa position dominante ne risque pas d'être menacée à court ou moyen terme par l'arrivée de nouveaux venus pour les motifs exposés ci-dessous.

(285) Pour pouvoir concourir sur les marchés de la fourniture de gaz en gros en Hongrie, il faut avoir: (i) un accès à une source compétitive de gaz en quantité suffisante (108); (ii) un accès non discriminatoire au réseau de transport, notamment aux points d'entrée transfrontaliers (et au réseau de distribution, pour les clients raccordés à un réseau de distribution); et (iii) un accès à des installations de stockage (essentiellement pour répondre aux variations saisonnières de la consommation de gaz des clients). Il convient également d'obtenir les licences nécessaires auprès de l'OHE, bien que l'enquête n'ait pas mis au jour de difficultés particulières à cet égard.

(286) L'enquête a révélé l'existence d'obstacles significatifs à l'entrée sur le marché hongrois du gaz. Le principal problème auquel se heurtent les nouveaux venus en Hongrie, y compris des opérateurs internationaux du secteur de l'énergie, est la difficulté d'accéder à des sources compétitives de gaz et le manque de liquidité (109) sur les marchés hongrois de la fourniture de gaz en gros. En outre, MOL WMT tire des avantages considérables de sa position d'opérateur historique, notamment en termes d'équilibrage du réseau de transport et de coûts de stockage (synchronisation).

(287) En fait, la Hongrie a deux possibilités principales pour se procurer du gaz naturel: la production domestique et les importations. En 2004, les importations de gaz représentaient près de 80 % de la consommation totale de gaz du pays et cette part devrait augmenter à mesure que la production nationale de gaz se réduira et que la consommation de gaz s'accroîtra. Avant l'opération, MOL WMT contrôle déjà presque toutes les sources de gaz disponibles en Hongrie. Après l'opération, la nouvelle entité continuera à exercer un contrôle quasi exclusif sur toutes les sources de gaz compétitives du marché hongrois du gaz.

(i) MOL WMT contrôle les ressources nationales de gaz

(288) L'accès à la production nationale de gaz est pertinent aux fins de l'appréciation de l'opération, parce qu'elle constitue l'une des sources de gaz potentielles pour les nouveaux venus et qu'elle est actuellement une source de gaz compétitive. La section suivante montrera que la nouvelle entité contrôlera ces ressources de gaz pendant au moins trois ans et que les quantités de gaz disponibles pour les tiers au cours des années suivantes seront, en tout état de cause, limitées.

(289) Le gaz hongrois est compétitif par rapport au gaz importé (110):

<emplacement tableau>

Production hongroise de gaz

(290) La production hongroise de gaz n'est pas négligeable et s'est élevée à près de 3 mmc, ce qui représente environ 20 % de la consommation nationale totale de gaz. Toutefois, la production domestique baisse et devrait passer de quelque [1-4]* mmc en 2005 à [1-4]* mmc en 2015. MOL E&P est responsable de la quasi-totalité de la production hongroise. Deux sociétés américaines, El Paso et POGO (devenue Toreador), ont acheté des zones d'exploration pour y procéder à des recherches de gaz. Pour l'instant, seule la société El Paso produit des quantités marginales de gaz (35 millions de m³ en 2004), qu'elle vend à MOL.

Le contrat de fourniture

(291) Ainsi que cela a été précisé plus haut, MOL E&P n'est pas rachetée par E.ON dans le cadre de l'opération projetée. En conséquence, les ressources nationales de gaz appartenant à MOL E& P ne passeront pas sous le contrôle d'E.ON. Cependant, MOL WMT et MOL E&P ont signé, dans le cadre de l'opération, un contrat de fourniture à long terme ([...]*), qui est entré en vigueur le 1er juillet 2005 ("le contrat de fourniture"). Ce contrat de fourniture a pour objet la fourniture à MOL WMT de volumes de gaz naturel national produits par MOL E&P.

(292) Les volumes de gaz que MOL E&P doit livrer à MOL WMT dans le cadre du contrat de fourniture (volumes contractuels) sont déterminés par référence aux prévisions de production de gaz de MOL E&P. Les prévisions actuelles de production de gaz de MOL figurent à l'annexe 7 du contrat de fourniture. Avant le 10 mars de chaque année, MOL E&P est dans l'obligation de mettre à jour ses prévisions pour la durée restante du contrat de fourniture.

(293) Le contrat de fourniture prévoit [...]*, qui devront être fournis contractuellement pendant [...]*; ils correspondent aux prévisions de production de gaz de MOL E&P et ces quantités sont contraignantes pendant ces trois ans.

(294) Pour les années gazières suivantes, le contrat de fourniture impose à MOL E&P de fournir, avant le 31 mars qui précède (par exemple, le 31 mars [...]*), les volumes contractuels qu'elle est tenue de fournir et MOL WMT est dans l'obligation de les acheter. Le contrat de fourniture prévoit des quantités minimum à fournir de [0-5- 2]* mmc pour l'année gazière [...]* et de [0-5-2]* mmc pour l'année gazière [...]* et des quantités maximum de [1-3]* mmc pour les années gazières comprises entre [...]* et [...]*. Le contrat de fourniture prévoit l'instauration d'un système flexible en vertu duquel les volumes contractuels annuels réels fixés par MOL E&P peuvent s'écarter de ses prévisions de production de gaz révisées, mais l'écart ne peut excéder 30 %. Par ailleurs, le contrat de fourniture stipule que MOL E&P est tenue de déployer des "efforts raisonnables" afin que les prévisions de production de gaz et les quantités de gaz contractuelles puissent être "aussi proches que possible".

(295) Le contrat de fourniture contient une formule de fixation des prix, qui tient compte de différents facteurs et est essentiellement liée au [...]* du gaz naturel importé en Hongrie.

Accessibilité des tiers au gaz national

(296) Conformément aux conditions énoncées par le contrat de fourniture et à l'interprétation que donne la Commission des dispositions relatives au "volume contractuel" dans le contrat de fourniture (y compris les [...]* qu'il contient) (113), la Commission a calculé les quantités qui devraient être fournies à MOL WMT durant les années gazières couvertes par le contrat de fourniture. Le tableau suivant présente le résultat de ces calculs.

<emplacement tableau>

(297) Les chiffres de la colonne 1 représentent les prévisions de production totale de MOL E&P telles qu'elles sont énoncées à l'annexe 7 du contrat de fourniture, y compris à la fois la production escomptée des gisements existants et la production escomptée des nouveaux gisements, qui ne sont pas encore exploités par MOL E&P.

(298) Les chiffres de la colonne 2 reflètent la production escomptée de MOL E&P pour les gisements existants déjà exploités. De l'avis de la Commission, ces chiffres pourraient représenter le scénario le plus pessimiste en cas d'exploitation difficile ou infructueuse des nouveaux gisements de gaz de MOL E&P.

(299) Les chiffres des colonnes 3 et 4 indiquent les volumes de gaz que MOL E&P doit livrer à MOL WMT dans le cadre du contrat de fourniture selon trois scénarios (normal et minimum), compte tenu [...]* prévues par le contrat de fourniture (114).

(300) En se fondant sur les prévisions de production actuelles de MOL, la Commission a estimé les volumes de gaz qui pourraient être disponibles sur le marché pour des tiers dans les trois scénarios considérés:

<emplacement tableau>

(301) Le diagramme ci-dessous (élaboré par la Commission sur la base du contrat de fourniture) illustre l'offre très limitée (lorsqu'elle existe) de gaz national disponible pour les tiers, même dans le scénario le plus optimiste:

<emplacement tableau>

(302) La Commission a centré son appréciation de l'impact du contrat de fourniture au cours des [...]*, dans le but de déterminer si le gaz national produit par MOL E&P sera accessible aux tiers sur le marché ou non. Pour les années suivantes, les parties reconnaissent elles-mêmes que, [...]*, il est difficile de prévoir quel sera le volume de gaz réellement produit par MOL E&P, étant donné qu'il dépend de ses activités d'exploration, et quelles quantités seront effectivement fournies à MOL WMT dans le cadre du contrat de fourniture.

(303) Ainsi qu'il ressort clairement des chiffres et du diagramme ci-dessus, seules des quantités marginales de gaz seront disponibles sur le marché durant [...]* et uniquement avec le scénario le plus optimiste. Ces quantités de gaz, comprises entre [200-600]* millions de m³, ne représentent que [0-5]* % de la demande totale escomptée en Hongrie.

(304) Les parties allèguent (dans leur réponse à la communication des griefs également) que MOL WMT ne détient pas de "droits exclusifs" sur la production de gaz de MOL E&P, étant donné que le contrat de fourniture ne contient aucune clause d'exclusivité expresse. MOL E&P pourrait, théoriquement, vendre à des tiers du gaz produit dans les nouveaux gisements et dépassant ses prévisions de production.

(305) La Commission reconnaît que le contrat de fourniture ne dispose pas expressément que MOL WMT détient des droits d'acquisition exclusifs sur l'ensemble de la production de gaz nationale de MOL E&P. Elle est toutefois d'avis que les chiffres les plus pertinents pour apprécier le volume de gaz produit par MOL E&P sont les prévisions actuelles de production de cette dernière. Il convient de préciser que ces chiffres incluent déjà la production escomptée des nouveaux gisements gaziers.

(306) Comme le contrat de fourniture précise explicitement que le volume contractuel de gaz correspond aux prévisions de production de MOL E&P [...]*, la Commission conclut qu'il n'y aura pas de gaz national disponible pour les tiers durant cette période (hormis, dans le meilleur des cas, des quantités minimes résultant des [...]*).

(307) En tout état de cause, et c'est là un fait capital, dans leur réponse à la communication des griefs, les parties n'ont pas contesté la conclusion de la Commission selon laquelle, du fait du contrat de fourniture, il n'y aura pratiquement pas de gaz national disponible pour les tiers durant les trois premières années. Les parties ont déclaré que "dès [...]*, le contrat laisse en fait à MOL E&P un pouvoir discrétionnaire significatif pour décider de la quantité de gaz à fournir à ERI/WMT", tout en admettant que "les prévisions pour [...]* sont contraignantes". Implicitement, elles ne contestent donc pas la conclusion de la Commission selon laquelle, en raison du contrat de fourniture, l'accès au gaz domestique sera, en pratique, interdit aux concurrents du secteur du gaz et de l'électricité de la nouvelle entité pendant au moins [...]*.

Années gazières [...]* à [...]*

(308) En ce qui concerne les années gazières suivantes, les quantités de gaz potentiellement accessibles aux tiers atteindront au maximum [500-1 300]* millions de m³ en [...]* dans le meilleur des cas, en raison des volumes contractuels plus flexibles prévus dans le contrat de fourniture. Bien que la Commission convienne avec les parties que les quantités de gaz domestique qui seront accessibles aux tiers à l'issue [...]* ne peuvent être évaluées avec précision, il y a lieu de relever que le contrat de fourniture n'autorisera de toute façon pas les tiers à accéder à plus de [25-35]* % de la production de gaz de MOL E&P jusqu'en 2014/2015 (voire un volume légèrement supérieur si l'on tient compte des [...]*).

(309) Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties affirment que les chiffres élaborés par la Commission constituent une "mauvaise interprétation du contrat de base" et que la Commission a commis une "erreur d'appréciation factuelle importante dans sa lecture du contrat de fourniture à long terme conclu entre MOL E&P et MOL WMT" (115). Les parties ne contestent toutefois ouvertement aucun des chiffres présentés dans les tableaux figurant aux considérants 296 et 300. La Commission tient également à souligner que non seulement cette interprétation n'est pas trompeuse, mais qu'elle est même favorable aux parties dans la mesure où elle ne présente que les chiffres du scénario "le plus optimiste".

(310) Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties indiquent que "après l'année gazière [...]* et certainement après [...]*, une partie très significative, pour ne pas dire la totalité, de la production domestique de MOL E&P pourra être vendue à des tiers" et que ce volume "continuera à représenter près de [15-25]* % de la consommation hongroise de gaz entre 2008 et 2010" (116).

(311) Pour sa part, la Commission souligne que le chiffre de [15-25]* % mentionné par les parties part du postulat que l'ensemble de la production domestique pourrait être vendue à des tiers après les trois premières années du contrat, ce qui semble en contradiction avec la conclusion d'un contrat de fourniture sur dix ans entre MOL E&P et MOL WMT. La Commission reconnaît que les prévisions de production de MOL E&P ne sont pas contraignantes au-delà des années gazières [...]*. Cela donne à MOL E&P une certaine flexibilité dans ses activités de production de gaz, mais pas en ce qui concerne le volume qu'elle est tenue de fournir à MOL WMT en vertu du contrat de fourniture, un volume qui repose sur les prévisions de production de MOL. La Commission prend note du fait que MOL E&P ne peut s'écarter de plus de [...]* % des prévisions de production pour déterminer les quantités contractuelles et se trouve même dans l'obligation de déployer des efforts raisonnables pour que les quantités contractuelles soient aussi proches que possible des prévisions de production de gaz. Au vu des chiffres présentés aux considérants 296 et 300 (qui reposent sur les prévisions de production actuelles de MOL E&P et n'ont pas été contestés par les parties), la Commission est dès lors d'avis que les quantités représenteront au plus [5-15]* % des besoins de consommation totaux de la Hongrie. En tout état de cause, ces volumes sont dans une large mesure hypothétiques et s'amenuisent au rythme du déclin de la production nationale de gaz.

(312) Les parties déclarent encore que "l'opération projetée ne peut qu'améliorer le potentiel d'accès à la production de gaz domestique ... [dans la mesure où elle] crée une possibilité d'accès pour des tiers, étant donné que les contrats d'exploration et de production conclus avec MOL ne prévoient ni la pleine propriété ni l'exclusivité" (117).

(313) La Commission reconnaît que l'opération, par laquelle E.ON acquiert les activités de négoce, de commercialisation et de vente en gros de gaz de MOL (MOL WMT), tandis que MOL conserve son activité de production de gaz (division MOL E&P), aboutit à une "scission de l'actionnariat" des ressources de gaz nationales, en séparant les activités de fourniture et de production de MOL. Alors qu'avant l'opération, MOL n'avait pas d'intérêt à vendre du gaz à un tiers qui aurait été concurrent de sa filiale MOL WMT, elle pourrait, après l'opération, être incitée à vendre du gaz à des entreprises non liées.

(314) Toutefois, de l'avis de la Commission, les effets de cette scission positive sont fortement atténués et compensés par le contrat de fourniture de gaz domestique de dix ans conclu, dans le cadre de l'opération, entre MOL E&P et MOL WMT. Dans la mesure des volumes et de la durée du contrat de fourniture, MOL a déjà limité sa "nouvelle liberté" de vendre son gaz domestique à qui lui plaît après l'opération. Ainsi que cela a déjà été démontré, ce contrat réserve la majeure partie de la future production de gaz de MOL à MOL WMT.

(315) En outre, étant donné que MOL conserve une participation de 25 % plus une action dans MOL WMT, l'opération ne supprime pas tous les liens structurels entre la production de gaz domestique de MOL E&P et MOL WMT, contrairement à ce que soutiennent les parties. Du fait de ce lien structurel, MOL aura toujours intérêt à favoriser MOL WMT plutôt que les tiers pour la vente de sa production de gaz domestique (118). MOL privilégiera naturellement une société dans laquelle elle détient des parts plutôt qu'une autre entreprise, en raison de l'intérêt financier découlant de la possibilité de recevoir des dividendes et une plus-value sur l'augmentation de valeur de ses actions du fait de la rentabilité accrue de MOL WMT (même si aucun dividende n'était distribué). Les [...]* prévues dans le contrat de fourniture peuvent donc prêter le flanc à une interprétation et être appliquées de manière à réduire l'accès des tiers au gaz.

(316) L'argument des parties selon lequel le contrat de fourniture est nécessaire pour que MOL WMT puisse parvenir à [...]*, notamment en tant que [...]*, ne paraît pas convaincant.

(317) En fait, si des fournisseurs de gaz autres que MOL WMT devaient un jour acheter du gaz à MOL E&P, ce serait, par définition, pour desservir des clients du segment libéralisé. Étant donné que le segment libéralisé n'en est encore qu'à ses balbutiements en Hongrie, ces clients auront, selon toute probabilité, à peine quitté le segment réglementé du marché et signé un contrat de fourniture avec un négociant en gaz. Les volumes de gaz dont MOL WMT (ou l'une des SRD qui sont exclusivement approvisionnées par WMT pour le segment réglementé du marché) avait besoin pour approvisionner ces clients ne seront plus nécessaires. Par conséquent, MOL WMT ne devra plus accumuler des réserves de gaz pour servir des clients qui ne font plus partie de sa clientèle.

Conclusions sur l'accès aux ressources gazières nationales

(318) La Commission considère que, même en l'absence d'une clause formelle d'exclusivité dans le contrat de fourniture (contrat conclu entre MOL et MOL WMT concernant la production domestique de MOL E&P), la majeure partie (voire la totalité) du gaz produit en Hongrie par MOL E&P sera "captif" de MOL WMT, tout au moins pendant [...]* de validité du contrat de fourniture et, très probablement, jusqu'au terme du contrat (119).

(319) L'enquête de la Commission a confirmé que le contrat de fourniture donnera de facto à la nouvelle entité un contrôle exclusif sur l'accès à la production hongroise de gaz et interdira aux tiers l'accès à cette ressource au moins pendant les trois prochaines années.

(ii) MOL WMT contrôle les sources d'importation compétitives

(320) Ainsi que cela a déjà été indiqué, il n'existe que deux points d'entrée pour importer du gaz en Hongrie: Beregovo à la frontière ukrainienne et le gazoduc HAG à la frontière autrichienne.

a. Sources d'importations compétitives de gaz en Hongrie

(321) À l'exception de quantités marginales de gaz turkmène, tout le gaz importé en Hongrie est d'origine russe (Gazprom) (120). L'enquête a établi que la seule source compétitive de gaz en Hongrie provient de Russie, qu'il s'agisse de gaz russe venant de Gazprom ou de gaz provenant d'un autre pays de la Communauté des États indépendants ("CEI") (121), mais qui doit transiter par la Russie et l'Ukraine (via des gazoducs de transit contrôlés par Gazprom).

(322) La Hongrie n'est pas géographiquement proche et/ou raccordée par les gazoducs existants à d'autres sources de gaz en Europe, comme le gaz norvégien, néerlandais, algérien, moyen-oriental ou de la Caspienne. Il n'existe pas non plus de terminal de GNL (gaz naturel liquéfié) à proximité de la Hongrie. L'OHE estime que, en raison de la distance entre la Hongrie et les sources de gaz et compte tenu des conditions actuelles d'approvisionnement, l'accès à d'autres sources de gaz compétitives est limité pour la Hongrie. En raison du sens des flux gaziers et des coûts de transport, le gaz Nord-africain acheminé par gazoduc ou livré sous forme de GNL dans un port du Nord de l'Adriatique (comme Omisalj) est, de toute façon, plus cher que le gaz russe. Étant donné le sens des flux du gaz de la mer du Nord, la seule solution pour se procurer du gaz en provenance de cette région est le "swap" (échange), mais, dans ce cas, le prix du gaz n'équivaut au prix d'importation du gaz russe que dans le scénario le plus favorable.

(323) La Hongrie ne devrait pas trouver d'autres sources de gaz avant 2011, lorsque le gazoduc Nabucco sera achevé et permettra d'importer du gaz provenant du Moyen-Orient (Égypte, Irak, Iran) et de la Caspienne. Les autres projets de gazoduc envisagés entre la Hongrie et la Slovaquie et entre la Hongrie et la Roumanie, s'ils voient le jour, n'apporteraient pas de nouvelles sources de gaz à la Hongrie, étant donné que la Slovaquie s'approvisionne également en gaz russe et que, au départ, la Roumanie a uniquement l'intention d'importer du gaz en provenance de Hongrie en raison de la baisse de sa production nationale.

(324) Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties ne contestent pas que les seules sources de gaz compétitives pour la Hongrie soient actuellement le gaz russe et/ou celui provenant de la CEI.

b. Les différentes sources d'approvisionnement en gaz de MOL WMT

(325) Ainsi que cela a déjà été dit, avant l'ouverture du marché, MOL occupait une position monopsonistique pour toutes les activités d'achat de gaz et détenait des droits exclusifs d'achat du gaz hongrois et d'importation de gaz en Hongrie. Pour garantir son approvisionnement en gaz, MOL WMT a conclu des contrats de fourniture à long terme avec [...]* en vue d'importer du gaz par les points d'entrée occidental et oriental de la Hongrie.

Aperçu des contrats actuels d'importation de gaz à long terme de MOL WMT

[...]* (122)

(*) VCA = volume contractuel annuel

(326) Ainsi qu'il ressort du tableau ci-dessus, MOL WMT a conclu des contrats d'importation de [...]* ans avec [...]*, qui couvrent la majeure partie de ses importations de gaz. MOL WMT achète environ [5-20]* mmc à Gazprom/Gazexport par l'intermédiaire de Panrusgáz, son entreprise commune avec Gazprom/Gazexport, qui transite par les points d'entrée de Beregovo (81,4 %) et HAG (18,6 %).

(327) MOL WMT achète également [0-2]* mmc de gaz chaque année à EMFESZ, une entreprise hongroise filiale de Eural Trans Gas. Au départ, MOL avait conclu le contrat avec Bothli Trade, une société suisse également filiale d'Eural Trans Gas, afin de garantir l'approvisionnement en gaz en hiver à un prix "inférieur au prix de PRG [Panrusgáz] (dominant) sur le marché" (123). Eural Trans Gas est une société de droit hongrois, qui est le seul distributeur de gaz turkmène "avec l'aide de Gazprom et de NAK Ukrainie" (124). Bothli-Trade a ensuite cédé à EMFESZ Kft ses deux contrats de fourniture avec MOL WMT (125).

(328) Enfin, MOL WMT achète [0-2]* mmc par an à E.ON et [0-2]*mmc par an à [...]* au point d'entrée HAG. Ce gaz est environ [...]* % plus cher que celui acheté à Gazprom/Gazexport par l'intermédiaire de Panrusgáz ou à EMFESZ. [...]* le fournissent du gaz sur la base de leur portefeuille d'achat de gaz global, bien qu'il s'agisse matériellement de gaz russe. Ce gaz n'est manifestement pas compétitif par rapport à la fourniture directe de gaz russe provenant de Gazprom/Gazexport.

(329) En particulier, le gaz importé par le point d'entrée occidental est moins compétitif en raison du coût du transit par la Slovaquie et l'Autriche, qui est estimé à 4,0 HUF/m³ (soit environ [10-20]* % du prix d'achat moyen de gaz de MOL WMT (126)). Un tiers actif dans le secteur du gaz a affirmé que "En théorie, la différence de prix minimum du gaz entre Beregovo et Mosonmagyaróvár correspond aux coûts de transit par la Slovaquie jusqu'à Baumgarten, auxquels s'ajoutent les coûts de transport par le système HAG, qui peuvent être estimés à environ 1,3 à 1,6 EUR/MWh, selon les conditions de livraison. En réalité, cette différence peut être sensiblement plus élevée étant donné que les prix à Baumgarten et à Beregovo ne sont pas liés. En effet, la presse spécialisée a fait état de prix supérieurs à 21 EUR/MWh à Baumgarten durant les dernières enchères publiques d'Econgas et à des prix inférieurs à 15 EUR/MWh à la frontière ukrainienne."

(330) Les parties ont déclaré que le coût de transit du gaz par le réseau SPP en Slovaquie s'élevait à [0-2]* EUR/MWh sur la base d'un volume estimé à 10 millions de m³/jour, auquel il convient d'ajouter la contribution en espèce que les clients doivent verser pour le gaz combustible et qui se monte à [0-5]* % du volume transporté (127). En supposant un coût du gaz d'environ [28-32]* HUF/m³, le coût total du transport via le réseau SPP s'élève à [2-4]* HUF/m³. Les tarifs sur le gazoduc HAG ont été donnés par OMV, le propriétaire du gazoduc, et sont d'environ [0-1]* HUF/m³ en cas de réservation d'une capacité de 1 mmc par an pendant trois ans.

(331) Ainsi que cela a été dit au considérant 40, les contrats de fourniture de gaz ont été conclus par MOL avec E.ON et GDF en vue de diversifier ses sources d'approvisionnement et de renforcer la sécurité de l'approvisionnement du pays, sous la pression du Gouvernement hongrois.

(332) Il s'ensuit que quiconque souhaite concurrencer MOL WMT sur le marché de la fourniture de gaz en gros en Hongrie doit avoir accès au gaz russe (ou au gaz des pays de la CEI transitant par la Russie) et doit, de préférence, faire passer une partie significative de son portefeuille gazier par le point d'entrée oriental (le plus compétitif) (128). L'enquête a clairement montré que tant qu'il n'y aura pas d'autres sources de gaz indépendantes (comme le gazoduc de Nabucco en 2011-2012 (129)), toutes les sources de gaz seront contrôlées par Gazprom et aucune concurrence ne pourra se développer sur les marchés hongrois de la fourniture de gaz en gros.

c. Accès difficile au gaz russe

(333) L'étude de marché a révélé qu'il est actuellement difficile, pour les nouveaux venus, d'accéder au gaz russe parallèlement aux contrats existants de MOL WMT. Il semble que Gazprom n'ait pas intérêt à exporter "plus" de gaz vers la Hongrie, hormis le gaz nécessaire pour répondre à l'augmentation annuelle de la demande de 2 % en vue de combler le "déficit d'approvisionnement" entre la hausse future de la demande hongroise et la demande déjà couverte par les contrats existants d'importation à long terme de MOL WMT.

(334) Gazprom fournit déjà des quantités de gaz qui couvrent la majeure partie des besoins de la Hongrie par l'intermédiaire de Panrusgáz, son entreprise commune avec MOL. La Commission considère qu'il n'est pas possible d'acheter du gaz à Gazprom pour concurrencer MOL WMT, pour les raisons suivantes. Tout d'abord, Gazprom n'a pas intérêt à vendre du gaz à un autre négociant à un prix inférieur qui ferait concurrence aux quantités qu'il vend à MOL WMT par l'intermédiaire de Panrusgáz et les quantités vendues seraient un simple transfert des quantités qu'il vend déjà et qui sont destinées au marché hongrois. (130) Ensuite, le seul intérêt qu'aurait Gazprom serait de pouvoir vendre du gaz plus cher, mais, le gaz que Gazprom vendrait à un prix supérieur ne serait pas compétitif en Hongrie, à moins que le nouvel arrivant ne soit capable de fonctionner à un coût inférieur à celui de MOL WMT, en dépit des avantages dont celle-ci bénéficie en tant qu'opérateur historique, ou que le prix ne soit pas sensiblement plus élevé.

(335) En d'autres termes, il apparaît que Gazprom n'a aucun intérêt à fournir du gaz supplémentaire à un prix compétitif à E.ON ou à un autre opérateur, quel qu'il soit, dans la mesure où il risquerait simplement de déplacer ses ventes actuelles vers d'autres clients ou d'être moins compétitif.

(336) En toute hypothèse, l'accès privilégié de MOL WMT au gaz russe (en raison de l'absence d'intérêt de Gazprom à soutenir l'entrée de concurrents indépendants de MOL WMT sur le marché) sera renforcé du fait de la relation privilégiée et du partenariat stratégique existant entre Gazprom et E.ON. Étant donné que l'accès à du gaz à un tarif concurrentiel (à savoir du gaz russe ou du gaz de la CEI transitant par la Russie) est le principal obstacle auquel se heurtent les nouveaux venus, la l'autorisation (intérêt) de MOL et de Gazprom (à titre d'exemple, le cas de RoszUkrEnergo ou d'EMFESZ)"). Commission estime que la nouvelle entité ne sera pas moins dominante et le sera peut être même plus, que MOL WMT ne l'était avant celle-ci.

(337) Il est en effet encore moins probable que Gazprom soutienne l'arrivée massive d'un concurrent de MOL WMT après l'opération, en raison des liens étroits et du partenariat stratégique entre Gazprom et E.ON. E.ON détient notamment 6,5 % des parts de Gazprom (131) et a un représentant au conseil d'administration de celle-ci. Les deux groupes ont conclu plusieurs gros contrats de fourniture à long terme et entendent développer leur coopération dans différents domaines, ainsi que l'indique [...]*. Il semble également qu'un accord ait été signé entre Gazprom et E.ON pour coordonner les actions liées à la privatisation des installations gazières et des gazoducs de transit en Slovaquie, en République tchèque et en Hongrie (132).

(338) Par ailleurs, la presse hongroise a récemment fait état de l'intention de Gazprom de devenir actionnaire de MOL WMT ou d'autres filiales en aval d'E.ON (133). Cela est [...]* (134). E.ON a [...]* (135).

(339) Il est juste de préciser que E.ON (qui reprendra la position de MOL WMT en tant que partenaire de Gazprom en Hongrie après la réalisation de l'opération) sera un partenaire plus précieux et plus important pour Gazprom après l'opération que ne l'était MOL avant l'opération, et ce pour plusieurs raisons. E.ON achète de plus grandes quantités de gaz à Gazprom en Europe et, en raison de sa forte implantation sur les marchés européens, elle est un partenaire plus privilégié que MOL pour aider Gazprom à mettre à exécution sa stratégie de pénétration sur les marchés gaziers européens situés en aval. En outre, en ce qui concerne le transport du gaz, en raison de sa position centrale en Europe, l'Allemagne est un pays de transit essentiel pour atteindre d'importants marchés gaziers, en particulier la France et le Royaume-Uni (136). Enfin, E.ON (avec Wingas) sera un partenaire de Gazprom dans la construction d'un nouveau gazoduc de première importance entre la Russie et les marchés d'Europe occidentale (gazoduc de la Baltique).

(340) En conclusion, aucun concurrent de MOL WMT ne peut entrer sur le marché hongrois du gaz sans l'autorisation et le soutien de Gazprom et d'E.ON/MOL et, dans le meilleur des cas, uniquement pour des volumes limités correspondant au futur "déficit d'approvisionnement" en Hongrie. Le tableau et les diagrammes suivants illustrent ce "déficit d'approvisionnement" et mettent en évidence la possibilité limitée d'importations supplémentaires de gaz vers la Hongrie.

<emplacement tableau>

Approvisionnement en gaz de la Hongrie

[...]*

Source: Réponse d'E.ON à la demande de renseignements de la Commission du 18 juillet 2005, Annexe 21

(341) La difficulté ou le caractère marginal d'une entrée "indépendante" sur le marché sont corroborés par l'entrée d'EMFESZ, le seul nouveau venu à ce jour, et par l'entrée prévue de CENTREX, alors que d'autres acteurs mieux établis sur le marché d'Europe occidentale ont également insisté sur la difficulté d'entrer sur le marché hongrois du gaz.

EMFESZ

(342) Depuis juillet 2005, EMFESZ est le seul nouveau venu sur les marchés hongrois du gaz. La société achète du gaz provenant du Turkménistan et a conquis la moitié des clients qui sont passés au segment ouvert du marché. Le fournisseur de gaz d'EMFESZ est RosUkrEnergo (également appelé RosUkrGazprom (137)), une société de droit suisse détenue pour moitié par Gazprombank et pour moitié par Raiffeissen Investment AG, une société autrichienne d'investissement (138).

(343) L'enquête laisse à penser que l'entrée d'EMFESZ a été facilitée par Gazprom et MOL WMT. Elle dépend de MOL pour son accès aux clients et aux infrastructures (elle dépend, notamment, d'un échange de gaz avec MOL WMT pour respecter la règle 80/20) (139). Les principaux clients d'EMFESZ sont MOL WMT ([0-2]* mmc par an, voir les contrats avec Bothli-Trade mentionnés sur le tableau du considérants 325) et Nitrogenmuvek, un client industriel qui serait dirigé par d'anciens cadres de MOL ([0-2]* mmc par an) (140). Aux dires de certaines parties interrogées dans le cadre de l'enquête, les autres clients ciblés et les quantités fournies par EMFESZ ne sont pas tellement importants (141). EMFESZ elle-même envisageait de fournir 0,3 mmc de gaz en Hongrie durant sa première année d'activité et jusqu'à 1 mmc à long terme (142). La société fournit actuellement près de 0,5 mmc à d'autres clients. La dépendance d'EMFESZ vis-à-vis de MOL et sa coopération avec MOL sont confirmées par [...]* (143).

CENTREX

(344) Centrex Hungary est une jeune entreprise, détenue à 100 % par Centrex Europe Energy and Gas AG, un groupe autrichien créé en avril 2004. La filiale hongroise a été constituée en septembre 2004 en vue d'opérer sur les marchés hongrois de l'énergie. CENTREX n'a pas encore d'activités commerciales ni de clients, mais elle a déjà prévu de faire son entrée sur les marchés hongrois du gaz et de réaliser des ventes d'environ 0,5 mmc durant l'année suivant son entrée sur le marché et de 2 mmc à long terme (144).

(345) CENTREX bénéficie d'un accès privilégié à des sources de gaz compétitives grâce à sa coopération avec Gazprom. Les cadres de CENTREX prétendent, notamment, entretenir des relations personnelles étroites avec des cadres de Gazprom (145). En Hongrie, la société a l'intention d'importer du gaz produit par le groupe Centrex par l'intermédiaire de consortiums avec Gazprom (dans ce cas, elle dépend de Gazprom pour le transport de son gaz vers les marchés européens de Centrex) et du gaz acheté à Gazprom. La compagnie négocie actuellement des contrats d'approvisionnement de gaz avec Gazprom.

Acteurs du marché d'Europe occidentale

(346) Les autres importateurs ou grossistes européens qui achètent déjà du gaz à Gazprom aux points de livraison situés à proximité de la Hongrie (comme GDF, OMV et ENI/Italgas à Baumgarten) ne semblent pas être des concurrents potentiels de MOL WMT (146). La principale raison en est que le gaz disponible à Baumgarten n'est pas compétitif en Hongrie. Pour concurrencer MOL WMT, ces opérateurs devraient posséder un portefeuille de gaz plus compétitif, dont une grande partie passerait par le point d'entrée oriental, mais Gazprom ne permettrait très probablement pas à ces sociétés de pénétrer sur le marché hongrois du gaz (avec du gaz supplémentaire provenant de la frontière orientale) au détriment de Panrusgáz et de MOL WMT, ainsi que cela a été expliqué aux considérants 333 à 340.

(347) Des documents internes de MOL WMT le confirment, [...]* le risque d'entrée de nouveaux venus sur le marché hongrois et [...]* (147). Comme en témoigne le tableau ci-dessous, pour évaluer leur position respective et leur force, E.ON/MOL WMT se centre essentiellement sur l'accès au gaz des nouveaux venus sur le marché hongrois du gaz (148): [...]*

(348) Enfin, en supposant même que d'autres opérateurs puissent avoir accès à des quantités suffisantes de gaz au point d'entrée oriental, l'enquête a clairement démontré que MOL WMT contrôle et sature ce point d'entrée (149). À l'heure actuelle, il n'existe pas de capacité disponible au point d'entrée de Beregovo (150). Ainsi que cela a été expliqué plus haut, la quasi-totalité de la capacité est réservée par MOL WMT ainsi que par la société serbe Nis et la société de Bosnie-et-Herzégovine BHGas à des fins de transit.

(349) C'est pourquoi la Commission est d'avis que l'accès au gaz en provenance de Russie ou des pays de la CEI au point d'entrée oriental de la Hongrie est essentiel pour pouvoir être compétitif sur les marchés hongrois du gaz. Ces sources gazières et/ou leur transport vers la Hongrie sont contrôlées par Gazprom, qui approvisionne en gaz MOL WMT, son partenaire dans le pays. Ainsi qu'en témoignent les documents internes des parties, l'accès à du gaz compétitif provenant de Russie ou des pays de la CEI constitue donc une barrière majeure à l'entrée sur les marchés hongrois du gaz.

d. La réponse des parties à la communication des griefs en ce qui concerne l'accès aux importations de gaz compétitif

Incitants de Gazprom

(350) Dans leur réponse à la communication des griefs (151), les parties s'efforcent par tous les moyens de "démystifier" les "relations particulières" entre E.ON et Gazprom que décrit la Commission. L'argument avancé par les parties est double.

(351) Premièrement, les parties allèguent que la Commission commet une erreur en considérant que la participation de 6,4 % qu'E.ON détient dans Gazprom et le fait qu'elle a un représentant au conseil de surveillance de Gazprom impliquent que la relation entre les deux entreprises est "particulière". Pour ce faire, les parties décrivent d'autres relations prétendument "particulières" que Gazprom aurait avec d'autres entreprises occidentales.

(352) Cependant, il ressort clairement de la ligne de défense des parties qu'aucune des autres entreprises occidentales ne détient une participation dans Gazprom et/ou n'a de représentant au conseil de surveillance. Ces deux éléments suffisent, par eux-mêmes, à qualifier la relation entre E.ON et Gazprom de "privilégiée" par rapport à d'autres relations prétendument "particulières".

(353) En outre, les parties n'ont même pas tenté de contester (et n'ont même formulé aucun commentaire à ce sujet) les informations visées au point 341 de la communication des griefs concernant la possibilité pour E.ON et Gazprom de se mettre d'accord sur une prise de participation de Gazprom [...]*.

(354) D'après ce que comprend la Commission, tout cela suffit à considérer la relation entre E.ON et Gazprom comme "privilégiée", en dépit des arguments des parties et de leurs tentatives pour réfuter cette constatation.

(355) Deuxièmement et surtout, toujours dans le but de "démystifier" la relation entre E.ON et Gazprom, les parties insistent longuement sur le fait que, indépendamment de la nature de la relation entre elles et même s'il n'y avait pas d'opération de concentration, Gazprom n'aurait pas d'intérêt financier à "saper le prix des contrats existants". Les parties citent même à l'appui de leur analyse la déclaration de la Commission selon laquelle "il n'est pas possible d'acheter du gaz à Gazprom pour concurrencer MOL WMT. Tout d'abord, Gazprom n'a pas intérêt à vendre du gaz à un autre négociant à un prix inférieur qui ferait concurrence aux quantités qu'il vend à MOL WMT par l'intermédiaire de Panrusgáz et les quantités vendues seraient un simple transfert des quantités qu'il vend déjà et qui sont destinées au marché hongrois" (152).

(356) L'argument des parties est simple: "si les choses vont aussi mal, elles ne peuvent pas aller plus mal". En conséquence, elles prétendent qu'en tout état de cause, la "relation particulière ne peut pas aggraver la situation".

(357) Selon la Commission, en soutenant cette ligne de défense, les parties ont en fait totalement confirmé l'appréciation que donne la Commission de la relation de MOL et E.ON avec Gazprom et de la stratégie et des intérêts de Gazprom à fournir du gaz à la Hongrie.

(358) De fait, même en supposant (juste à titre d'exemple) que la relation entre E.ON et Gazprom n'est pas "privilégiée", ce qui compte réellement est que le changement essentiel provoqué par l'opération projetée est la création d'une entité totalement intégrée verticalement d'un bout à l'autre de la chaîne d'approvisionnement des secteurs du gaz et de l'électricité.

(359) Même si MOL WMT, dès avant l'opération, était en mesure d'exploiter sa position dominante dans le secteur du gaz, elle n'avait pas d'intérêt particulier à le faire. Dans le scénario antérieur à l'opération, les "incitants financiers" qu'aurait Gazprom à ne pas vendre du gaz à des concurrents de MOL WMT à un prix inférieur à celui des contrats existants (tels qu'ils ont été présentés à la fois par la Commission et par les parties) n'auraient pas créé de risque de verrouillage du marché. Dans le scénario postérieur à l'opération, la combinaison des "incitants financiers" de Gazprom, qui resteraient identiques, et de ceux d'E.ON, qui seraient modifiés par rapport à MOL, aurait pour conséquence directe que la nouvelle entité aurait la capacité et l'incitation nécessaires pour entraver la concurrence de manière significative en verrouillant l'accès aux ressources gazières.

(360) En conclusion, la Commission relève tout d'abord que la réponse des parties à la communication des griefs confirme son appréciation concernant l'accès aux importations de gaz compétitif vers la Hongrie et l'absence d'incitation de Gazprom à fournir du gaz à d'autres entreprises concurrentes de la nouvelle entité. Deuxièmement, la Commission ne dit pas que la relation privilégiée d'E.ON avec Gazprom va modifier de manière spectaculaire les possibilités d'importer du gaz à des conditions concurrentielles en Hongrie, mais simplement qu'elle réduira encore la volonté - déjà peu marquée - de Gazprom d'approvisionner d'autres concurrents.

Possibilité d'importer du gaz en Hongrie à des conditions concurrentielles via Baumgarten

(361) Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties contestent la conclusion de la communication selon laquelle les concurrents de MOL WMT ne peuvent pénétrer sur le marché hongrois de la fourniture de gaz en gros à partir de Baumgarten. Selon les parties, plusieurs acteurs importants du secteur gazier européen importent du gaz via Baumgarten et pourraient aisément détourner leurs importations vers le marché hongrois. Les parties affirment que cela sera rendu possible par les importants excédents de gaz que ces acteurs enregistreront et par la déréglementation prochaine des tarifs sur ce marché pour les clients éligibles en Hongrie (153). Aux dires des parties, Baumgarten, en tant que point d'entrée marginal, attirera des importations supplémentaires si la demande hongroise ne peut être satisfaite par les importations transitant par la frontière orientale.

(362) La Commission note, en premier lieu, que les parties ne contestent pas le fait que, actuellement, le portefeuille de contrats existants de fourniture de gaz à long terme (154) rend MOL WMT plus compétitive et que la nouvelle entité serait sans doute en mesure, immédiatement après l'opération, d'exercer une discrimination à l'encontre de ses concurrents en aval. En outre, les parties ne contestent pas la conclusion selon laquelle le prix du gaz disponible à Baumgarten est supérieur aux prix de MOL WMT dans ses contrats actuels de fourniture.

(363) Les parties soutiennent toutefois que, à un stade ultérieur, les importations passant par Baumgarten deviendront compétitives. Pour que le scénario compétitif avancé par les parties dans leur réponse à la communication des griefs puisse s'appliquer, trois conditions préalables semblent s'imposer: (i) il faut que des excédents de gaz importants puissent être détournés vers Baumgarten; (ii) il faut qu'une capacité d'entrée importante soit disponible à Baumgarten et (iii) il faut des changements tarifaires et réglementaires en Hongrie.

(364) Le scénario compétitif présenté par les parties semble reposer sur des spéculations et avoir, au mieux, un caractère indirect. En outre, il ne répond de manière convaincante à aucune des trois conditions préalables mentionnées au considérant 363.

i) Excédents de gaz pouvant être détournés vers Baumgarten

(365) La Commission n'a trouvé aucune preuve irréfutable de l'existence ou de la constitution d'excédents importants de gaz susceptible de corroborer le scénario présenté par l'expert des parties.

(366) Premièrement, il convient de rappeler que ce scénario est en contradiction avec les documents internes de MOL WMT cités au point 349 de la communication des griefs, qui [...]* (155). Les parties ne tentent même pas d'expliquer cette contradiction.

(367) Deuxièmement, ainsi qu'il a été dit aux considérants 355 et 358, les parties ne contestent pas l'argument développé dans la communication des griefs selon lequel Gazprom n'a aucun intérêt financier à fournir à Baumgarten des volumes de gaz supplémentaires destinés au marché hongrois. La raison en est que, de la sorte, Gazprom saperait les prix de Baumgarten fixés dans le cadre des contrats existants et soutiendrait l'entrée de concurrents indépendants de Panrusgáz/MOL WMT. Le rapport d'expert fourni par les parties développe même plus avant les raisons pour lesquelles Gazprom n'a pas d'intérêt financier à vendre du gaz à des concurrents à des prix inférieurs à ceux des contrats existants et à saper les prix de Baumgarten: "Supposons que Gazprom signe un contrat avec MOL WMT à un prix élevé et commence ensuite à vendre du gaz à un second importateur à un prix inférieur parce que la relation avec MOL n'est pas suffisamment particulière. Le nouvel importateur pourrait réduire, de manière rentable, le prix du gaz en Hongrie. Toutefois, Gazprom en souffrirait, étant donné que ses ventes à un prix inférieur au second importateur déplaceraient les volumes que Gazprom vendait précédemment à MOL. Gazprom risquerait aussi de voir MOL réclamer une renégociation des prix. Le contrat européen standard de fourniture de gaz contient des dispositions de "renégociation des prix" qui protègent les acheteurs. Le prix réduit accordé au second importateur lui permettrait de vendre du gaz avec une ristourne en Hongrie. Les ristournes pousseraient MOL WMT à se plaindre que le prix du marché hongrois chute, que la baisse échappe au contrôle de MOL et que le prix du gaz facturé par Gazprom devrait descendre au niveau nécessaire pour restaurer la rentabilité de MOL. Si Gazprom ne donnait pas satisfaction à MOL, ce dernier pourrait recourir à un arbitre neutre pour évaluer sa demande. (...) [L]a discussion ci-dessus suffit à montrer où se situe l'intérêt de Gazprom. Si Gazprom commence à vendre du gaz 1 EUR moins cher au MWh que le prix fixé dans les contrats en vigueur, Gazprom devra faire face à deux conséquences. Tout d'abord, Gazprom perdra 1 EUR par MWh sur chaque vente réalisée par le nouvel importateur qui détourne la vente de gaz plus cher réalisée par les importateurs existants. Ensuite, Gazprom se heurtera aux demandes des importateurs existants de réduire le prix de Baumgarten de 1 EUR par MWh. Gazprom ouvre donc la possibilité de vendre du gaz à tout le monde sur le marché à 1 EUR de moins au MWh qu'auparavant. L'intérêt de Gazprom est donc évident: vendre autant de gaz que possible sans saper les prix fixés dans les contrats existants."

(368) Étant donné que Gazprom ne souhaite pas vendre du gaz supplémentaire qui concurrencerait les volumes qu'il fournit déjà par l'intermédiaire de Panrusgáz sur le marché hongrois, seuls des opérateurs ayant déjà accès à du gaz (russe) compétitif à Baumgarten ou à proximité pourraient être en mesure de détourner ce gaz vers Baumgarten pour le livrer en Hongrie. En effet, d'autres opérateurs dont le gaz est livré loin de Baumgarten devraient supporter des coûts de transport élevés pour acheminer le gaz en Hongrie, ce qui rendrait de telles importations non compétitives (en supposant que la capacité de transit nécessaire soit disponible et ne soit pas complètement réservée dans le cadre de contrats de réservation de capacité à long terme).

(369) Il semble toutefois qu'aucun des opérateurs ayant du gaz à Baumgarten ne puisse détourner des volumes importants pour approvisionner le marché hongrois. En particulier, l'espoir d'excédents de gaz en Italie, sur lequel les parties s'appuyaient dans une large mesure dans leur réponse à la communication des griefs, ne semble plus vraisemblable d'après les informations les plus récentes de l'autorité italienne de régulation du secteur de l'énergie (156). ENI a pu renégocier son contrat de fourniture de gaz avec Gazprom et réduire le niveau de ses obligations de prise ferme (157). Il semble que les volumes de gaz disponibles pour d'autres acteurs du marché à Baumgarten soient totalement couverts par les contrats de fourniture à long terme existants conclus avec d'autres négociants ou clients, de sorte que ces opérateurs devraient acheter des volumes supplémentaires à Gazprom pour pouvoir pénétrer sur le marché hongrois du gaz (158).

(370) Troisièmement, les arguments des parties concernant les excédents de gaz en Europe occidentale et leurs exportations vers la Hongrie ne semblent reposer sur aucun élément solide. Les seuls chiffres fournis pour démontrer l'existence d'excédents de gaz proviennent d'une autre étude (159) à laquelle le rapport d'expert fait référence. Les chiffres avancés par l'expert sont soit mal interprétés soit dénués de pertinence en l'espèce. À titre d'exemple, le rapport fournit des données sur les capacités des terminaux de GNL situés dans le Sud de la France et discute des capacités des terminaux de GNL sur la côte américaine du golfe du Mexique, qui présentent, aux yeux de la Commission, peu d'intérêt pour l'approvisionnement en gaz de la Hongrie. De même, le graphique illustrant l'équilibre entre l'offre et la demande en Italie (figure 1, page 8) montre clairement que les fournitures TOP sont conformes aux projections de la demande pour les différents pays, bien que le rapport s'en serve pour démontrer le (prétendu) excédent de gaz contractuel par rapport à la demande prévue en Italie.

(371) Le rapport d'expert fournit par les parties affirme (sans la moindre preuve tangible) qu'il y a (ou aura) des excédents de gaz dans divers pays d'Europe occidentale, notamment en Espagne, en Italie et au Royaume-Uni. Cette situation aurait pour conséquence que les compagnies gazières détourneraient ces excédents vers d'autres pays européens, en particulier vers la France, ce qui entraînerait des excédents de gaz en France. ENI/Italgas et GDF utiliseraient alors ces excédents pour exporter vers la Hongrie (pages 1 à 9 du rapport d'expert). Ainsi que cela a été dit, ce scénario semble, au mieux, indirect et présuppose que toutes les conditions soient réunies sur ces autres marchés européens. La Commission relève qu'aucune de ces conditions, pas plus que leur lien de causalité, n'ont été démontrés par les parties. Aucun des facteurs pertinents qui devraient être appréciés pour étayer les conclusions poussées des parties n'est mentionné (pour ne rien dire de leur analyse) dans le rapport: évolution de la demande de gaz dans plusieurs pays européens et leurs éléments déterminants; évolution de la concurrence dans le secteur du gaz dans plusieurs pays européens; développement de nouvelles infrastructures de transport du gaz, etc.

(372) Par ailleurs, supposer que tout volume excédentaire (dans l'hypothèse où il y en aurait) serait détourné vers la Hongrie, en particulier, et pas vers d'autres marchés gaziers où le niveau de prix est supérieur, relève de la spéculation pure et simple. Ainsi, selon E-Control, l'autorité autrichienne de régulation du secteur de l'énergie, la majeure partie du gaz vendu dans les ventes aux enchères d'Econgas en 2005 a été exportée vers l'Italie. La Commission en conclut qu'il est, pour l'heure, économiquement plus intéressant d'exporter le gaz disponible d'Autriche vers l'Italie plutôt que vers la Hongrie. Enfin, bien qu'elle fasse mention des développements actuels et futurs des marchés gaziers européens, l'autre étude à laquelle fait référence le rapport d'expert ne mentionne même pas la possibilité que ces excédents puissent être exportés vers la Hongrie (160).

(373) Au vu des observations qui précèdent, il semble que les allégations des parties concernant les excédents potentiels de gaz qui seraient détournés vers la Hongrie via Baumgarten relèvent dans une large mesure de la spéculation. Elles ne sont étayées ni par des éléments de preuve produits par les parties ni par les informations recueillies par la Commission durant son enquête approfondie.

ii) Capacité d'entrée disponible en Hongrie

(374) En Hongrie, le point d'entrée occidental n'a qu'une capacité d'importation de 4,5 mmc par an, tandis que le point d'entrée oriental a une capacité annuelle d'importation d'environ 11 mmc (dont 4 mmc sont réservés au transit). En conséquence et en tout état de cause, à moyen terme, la majeure partie du gaz consommé en Hongrie sera toujours importée par MOL WMT (et d'autres nouveaux venus sous réserve du soutien de Gazprom) par le point d'entrée oriental.

(375) Pour importer du gaz de Baumgarten, un nouveau venu potentiel devrait non seulement trouver une source d'approvisionnement en gaz, mais aussi: (i) réserver une capacité de transport sur le gazoduc HAG entre Baumgarten et la Hongrie et (ii) réserver une capacité de transport transfrontalier au point d'entrée occidental de la Hongrie. L'enquête a révélé que ces deux capacités seraient difficiles à obtenir en raison de la proportion significative de capacité déjà réservée par MOL.

(376) S'agissant du gazoduc HAG, la Commission considère que des nouveaux venus pourraient éprouver des difficultés à accéder à des capacités de transport. Ainsi, E-Control, l'autorité autrichienne de régulation, a indiqué à la Commission que: "À l'heure actuelle, l'accès au système repose sur des contrats négociés et n'est pas réglementé. De ce fait, aucune information n'est disponible sur la manière dont les droits de transport à long terme sur le gazoduc de transit sont attribués, c'est-à-dire qui a accès à quels marchés de gros secondaires (Allemagne, Italie, etc.). Il est malaisé pour des nouveaux venus d'obtenir un accès aux gazoducs de transit. Aucune capacité n'est actuellement réservée aux nouveaux clients sur aucun gazoduc transfrontalier" (161).

(377) La Commission a analysé les réservations de capacité existantes sur le gazoduc HAG fournies par OMV, l'opérateur du gazoduc. [Confidentiel: données relatives aux réservations de capacités sur le gazoduc HAG.]

(378) Il en va de même de la capacité transfrontalière au point d'entrée occidental de la Hongrie. À cet égard, le rapport d'expert ne reconnaît pas que les nouveaux venus potentiels passant par le point d'entrée occidental connaîtraient également de graves contraintes en termes de capacité. Le rapport indique que "[s]elon la règle d'attribution de la capacité, l'ensemble des 4,5 mmc serait disponible pour les concurrents". Cette déclaration est trompeuse, dans la mesure où MOL WMT a déjà réservé une partie considérable des capacités transfrontalières ([2-5]* mmc sur les 4,3 mmc de capacité annuelle ou [5-15]* millions de m³ par jour sur les 12,3 millions de m³ par jour) pour ses contrats d'importation (162). Cette situation ne devrait pas changer à moyen terme, étant donné que la capacité déjà attribuée est prioritaire en vertu des règles d'attribution de la capacité transfrontalière. MOL WMT a, en tout état de cause, besoin d'une part significative de la capacité au point d'entrée occidental pour respecter ses obligations au titre de ses contrats d'importation de gaz et des obligations TOP qui en découlent.

(379) Enfin, selon les parties, MOL WMT prévoit également de conclure un contrat de réservation de capacité transfrontalière d'une durée de [5-15]* ans avec MOL Transmission. Ces réservations de capacité à long terme seront prioritaires par rapport aux nouvelles demandes de capacité et pourraient empêcher d'autres acteurs du marché d'accéder à la capacité d'entrée nécessaire sur le HAG.

(380) Au vu des observations qui précèdent, la Commission conclut que seules des capacités de transport limitées sont disponibles sur le gazoduc HAG et au point d'entrée occidental. Il serait donc difficile (voire impossible pour de grandes quantités) qu'un nouveau venu obtienne des capacités de transport suffisantes pour importer du gaz de Baumgarten en Hongrie et devienne actif sur le marché gazier hongrois.

iii) Modifications tarifaires et réglementaires en Hongrie

(381) Le rapport d'expert présenté par les parties introduit le concept de "point d'entrée marginal" pour expliquer que le gaz importé via le point d'entrée de Baumgarten deviendrait compétitif en Hongrie après la suppression de la réglementation tarifaire actuelle. Selon le rapport d'expert, la Hongrie doit, en tout état de cause, importer du gaz de Baumgarten (étant donné que la demande totale est supérieure à la capacité du point d'entrée oriental) et ce gaz fixera les prix du gaz en Hongrie pour le "gaz marginal". Aux dires des parties (163), les prix réglementés actuels du gaz en Hongrie provoquent un écart de prix significatif entre le gaz disponible à Baumgarten et celui fourni en Hongrie, écart qui disparaîtra dès qu'aura eu lieu la déréglementation des prix du gaz.

(382) Même si la Commission convient que du gaz continuera à être importé en Hongrie via le point d'entrée occidental, il est clair que des concurrents qui n'importeraient du gaz que par le point d'entrée occidental seraient défavorisés au plan de la concurrence par rapport à MOL WMT, qui bénéficierait d'un coût moyen inférieur du gaz pour tout son portefeuille (grâce à ses importations de gaz russe ou turkmène à un prix inférieur et, surtout, via le point d'entrée oriental). La Commission renvoie également à son analyse antérieure du coût du transport par la Slovaquie et sur le gazoduc HAG pour le gaz importé via le point d'entrée occidental. En conséquence, le fait que Baumgarten constituera un "point d'entrée marginal" ne signifie pas que les concurrents n'ayant accès qu'à cette source de gaz puissent réellement concurrencer MOL WMT en Hongrie en raison de leur coût d'approvisionnement supérieur.

(383) S'agissant des tarifs du transport transfrontalier, les parties soutiennent que le cadre réglementaire actuel (tarif d'entrée et de sortie identique aux points d'entrée occidental et oriental) pénalise les importations de gaz passant par le point d'entrée occidental par rapport à celles qui passent par le point d'entrée oriental. Selon les parties, cette situation changera dès que l'OHE introduira des tarifs d'entrée et de sortie différenciés. Ce nouveau tarif d'entrée et de sortie égaliserait les prix du gaz (prix à l'importation plus droits d'entrée et de sortie) aux deux points d'entrée. Cependant, il sera difficile d'harmoniser les prix du gaz aux deux points d'entrées en appliquant des tarifs différenciés, en raison de l'écart de prix considérable entre les prix à l'importation. En outre, l'OHE n'a pas encore établi de plan précis concernant l'introduction des tarifs d'entrée et de sortie différenciés et ceci ne surviendrait, en tout état de cause, pas avant 2008 (164).

(384) Au vu des observations qui précèdent, la Commission est d'avis que l'écart de prix entre le gaz importé par le point d'entrée occidental et le point d'entrée oriental de la Hongrie est essentiellement structurel (coût du transit par la Slovaquie et l'Autriche) et ne devrait pas disparaître à la suite des changements futurs du cadre réglementaire à moyen terme. Dès lors, même si Baumgarten devait servir de "point d'entrée marginal", MOL WMT continuerait à bénéficier d'un coût du gaz sensiblement inférieur par rapport à tout concurrent potentiel important du gaz par Baumgarten.

Existence d'importateurs indépendants sur le marché hongrois de la fourniture de gaz en gros

(385) Dans leur réponse à la communication des griefs (165), les parties allèguent que la Commission "tente de minimiser" l'"arrivée importante" de sociétés "indépendantes" comme EMFESZ et CENTREX.

(386) Pour ce faire, les parties, d'une part, contestent l'argument de la Commission selon lequel ces deux sociétés ne sont pas vraiment "indépendantes" de Gazprom et, de l'autre, affirment que leur entrée sur le marché prouve que Gazprom n'entend pas empêcher "à tout prix l'arrivée d'entreprises indépendantes sur le marché qui réduit la marge de Panrusgáz".

(387) L'argument des parties concernant l'entrée d'EMFESZ et de CENTREX sur le marché hongrois n'est pas neuf pour la Commission et a été pris en compte dans son appréciation de l'opération projetée. En fait, l'ensemble des arguments et citations avancées par les parties sont réfutées au point 341 de la communication des griefs, où la Commission déclare que "aucun concurrent de MOL WMT ne peut entrer sur le marché hongrois du gaz sans l'autorisation et le soutien de Gazprom et d'E.ON/MOL et, dans le meilleur des cas, uniquement pour des volumes limités correspondant au futur "déficit d'approvisionnement" en Hongrie" (soulignement ajouté). De fait, ces parties contestent que les plans d'expansion à long terme d'EMFESZ et de CENTREX correspondent de très près aux chiffres relatifs au "déficit d'approvisionnement" mis en évidence par la Commission. Si l'on additionne les [0-3]* mmc représentant les prévisions de ventes à long terme de CENTREX (166) et les [0-3]* mmc de prévisions de ventes à long terme d'EMFESZ (167), le résultat est à peu près égal au "déficit d'approvisionnement" à long terme calculé par les parties.

(388) En outre, en ce qui concerne EMFESZ, les parties ne reconnaissent pas que [0-3]* mmc des ventes actuelles d'EMFESZ sont destinées à MOL, comme l'indique le point 339 de la communication des griefs. L'argument des parties soulignant qu'EMFESZ "était en mesure d'importer plus de [0-3]* mmc de manière indépendante", qu'elle a conquis une "position significative" en moins de deux ans et que ce volume représente "20 % de la demande gazière hongroise des clients industriels et commerciaux ainsi que des centrales électriques" est dépourvu de fondement. La Commission renvoie également à l'accord "swap" conclu entre MOL et EMFESZ et aux autres éléments (voir le considérant 343 cidessus) qui remettent en question l'"indépendance" d'EMFESZ sur le marché. Quant à CENTREX, la Commission relève que l'entreprise n'est pas encore active sur le marché hongrois du gaz et que ses prévisions de ventes à long terme de 2 à 2,5 mmc ne doivent pas être prises pour argent comptant.

(389) En conclusion, la Commission estime que les observations des parties sur les incitants qu'aurait Gazprom, l'offre de gaz à des prix concurrentiels à Baumgarten et l'existence de nouveaux venus indépendants ne sont pas suffisamment étayées et ne reflètent pas correctement la situation actuelle et future de la concurrence dans le secteur gazier en Hongrie. Sur la base des informations apportées par l'enquête et de son appréciation de celles-ci, la Commission conclut dès lors que MOL WMT contrôle les sources d'importation compétitives en Hongrie avant l'opération.

(iii) MOL WMT bénéficie d'autres avantages importants découlant de sa qualité d'opérateur historique

(390) Outre l'accès privilégié aux sources d'approvisionnement compétitives, MOL WMT bénéficie d'avantages considérables découlant de sa position d'opérateur historique en termes de sécurité d'approvisionnement, de coût du transport et de stockage du gaz.

(391) L'enquête a montré que pour opérer sur le marché libre en Hongrie, il faut avoir accès au gaz et à des capacités de transport aux deux points d'entrée, ce que seule MOL WMT, l'opérateur historique, a. C'est indispensable pour garantir la sécurité d'approvisionnement des clients. Selon un tiers actif dans le secteur du gaz, "un seul point d'importation ne suffit pas à garantir un approvisionnement satisfaisant des clients en cas de réduction ou de force majeure à [HAG], comme c'est arrivé en 2004 par exemple". "Les conséquences d'un cas de force majeure (c'est-à-dire tout événement imprévisible empêchant ou réduisant le flux de gaz) à [HAG] pour un nouveau venu qui n'est pas autorisé à acheter via Beregovo en raison de la saturation sont importantes: (i) au plan financier, puisque le nouveau venu ne sera pas en mesure de fournir du gaz à ses clients en passant par un autre point de livraison, il pourrait se voir infliger de fortes pénalités par MOL Transmission; (ii) au plan commercial, son image sera ternie aux yeux des clients qui perdront confiance." (168)

(392) Le rapport d'expert fourni par les parties dans leur réponse à la communication des griefs conteste le fait qu'un accès simultané au gaz aux deux points d'entrée soit indispensable à une saine concurrence. Selon le rapport, le Code du réseau gazier hongrois permet une participation fiable sur le marché avec un seul point d'entrée. En cas de problème technique au point d'entrée, un fournisseur de gaz ne serait pas pénalisé étant donné qu'une capacité de transmission "ferme" implique qu'il incombe à l'opérateur du système de transport (OST) de livrer le gaz injecté au point d'entrée occidental, par exemple. Si l'OST ne le fait pas, le Code du réseau hongrois interdit toute pénalité de déséquilibre et met tous les clients sur un pied d'égalité par rapport aux réductions potentielles de la consommation en cas de panne du réseau. Un fournisseur ayant accès à du gaz provenant de différentes sources courrait le même risque d'interruption qu'un concurrent travaillant exclusivement au départ de Baumgarten en cas de problème sur le réseau de transport.

(393) La Commission convient que les dispositions du Code du réseau hongrois décrites dans le rapport d'expert garantissent qu'un fournisseur n'ayant accès qu'à un seul point d'entrée ne sera pas pénalisé en cas de panne de réseau. Toutefois, cette responsabilité du fournisseur n'est pas protégée en cas de problèmes d'accès au gaz en amont du réseau de transport hongrois, ce qui ne relèverait pas de la responsabilité de l'OST hongrois. Pour la fiabilité et la sécurité de l'approvisionnement, il reste donc important d'avoir accès à plus d'un point d'entrée dans le pays (la Hongrie ne dispose que de deux points d'entrée pour le gaz, alors que la plupart des pays en ont plusieurs). Il est également vrai qu'un fournisseur qui n'est pas en mesure de garantir un approvisionnement de secours au départ d'un autre point d'entrée serait tenu de verser d'importantes pénalités de déséquilibre et verrait sa réputation ternie. En conséquence, un fournisseur ayant accès à deux points d'entrée bénéficie d'un avantage concurrentiel important en termes de sécurité d'approvisionnement, l'un des principaux critères que les clients prennent en compte lorsqu'ils choisissent leur fournisseur de gaz.

(394) De la même façon, en raison de sa position d'opérateur gazier historique, MOL WMT est le seul opérateur de gaz ayant plusieurs contrats de fourniture avec des points de livraison situés aux frontières de la Hongrie. En d'autres termes, MOL WMT est la seule qui bénéficie pleinement des avantages d'un portefeuille de fournisseurs de gaz diversifié et qui puisse optimiser son approvisionnement en termes de prix et de clauses de flexibilité, notamment.

(395) En outre, conséquence directe de sa taille et de sa position d'opérateur historique en Hongrie, la nouvelle entité détient un avantage concurrentiel en ce qui concerne les coûts de transport et de stockage du gaz par rapport aux nouveaux venus sur les marchés gaziers hongrois, ce qui constitue une barrière supplémentaire à l'entrée sur ces marchés. À titre d'exemple, les règles d'équilibrage semblent privilégier l'opérateur historique en Hongrie. En effet, le titulaire d'une licence de négociant en gaz qui peut offrir des options de gaz quotidiennement à l'OST peut éviter de payer une pénalité de désignation pour les écarts de +/- 8 % par rapport aux désignations quotidiennes. À ce stade, seule MOL WMT peut offrir cette flexibilité grâce à son énorme portefeuille de sources d'approvisionnement. D'autres négociants en gaz, qui ne peuvent pas proposer une telle flexibilité au jour le jour, n'ont qu'une tolérance de +/- 2 % et doivent donc payer des pénalités de déséquilibre élevées pour tout écart supérieur à 2 % (169).

(396) De même, MOL WMT bénéficie d'un effet de synchronisation pour ses réservations de capacités de transport et de stockage en raison de son vaste portefeuille de clients (170). Un fournisseur dont la clientèle est étendue et diversifiée a besoin de capacités de stockage et de transport moindres par client qu'un fournisseur dont le nombre de clients est limité, étant donné que la fluctuation globale de la demande d'un nombre élevé de clients est inférieure, en moyenne, à la somme de la fluctuation de la demande de chaque client individuel (171). Selon l'OHE, "pour l'équilibrage journalier, il faut disposer d'une flexibilité des sources et être en mesure d'utiliser les sources d'importation en fonction des besoins. MOL WMT a une flexibilité supérieure en raison de son énorme clientèle et parce quelle détient toutes les importations. Les autres opérateurs doivent acheter leur flexibilité à MOL WMT afin de répondre aux besoins spécifiques de leurs nouveaux clients. (...) Le grossiste de service public est bien équipé pour proposer des systèmes de flexibilité aux autres acteurs du marché, mais il le fait de la manière la moins avantageuse possible pour les petits acteurs." (172)

Conclusion sur la position dominante de la nouvelle entité sur le marché de la fourniture de gaz en gros en Hongrie

(397) Pour les motifs énoncés plus haut, dès avant l'opération, MOL WMT occupe une position dominante sur les différents marchés hongrois de la fourniture de gaz en gros cités dans la section relative à la définition du marché (le marché de la fourniture de gaz aux SRD, le marché de la fourniture de gaz aux négociants et le marché de la fourniture de gaz aux grandes centrales électriques). Selon la Commission, la position dominante de MOL WMT ne résulte pas de l'opération. Cependant, la Commission ne souscrit pas au point de vue des parties selon lequel "l'opération projetée n'entraîne pas de modification sensible de cette situation" (173).

B. Impact de l'opération sur les marchés gaziers

(398) Les considérant suivants se concentrent sur les effets de l'opération projetée sur la concurrence sur les marchés hongrois du gaz.

(i) Fourniture de gaz

(399) À l'instar de MOL WMT avant l'opération, la nouvelle entité occupera une position dominante sur les marchés en amont de la fourniture de gaz aux SRD et aux négociants. MOL WMT contrôle, par des contrats d'achat à long terme et des liens structurels, les deux sources compétitives de gaz existantes, à savoir la production domestique et les importations provenant de Gazprom. Le changement essentiel provoqué par l'opération est que E.ON, à la différence de MOL, est active sur le marché de la fourniture de gaz au détail, par l'intermédiaire des deux SRD qu'elle contrôle et de sa participation dans une troisième SRD. La concentration envisagée aura donc pour résultat la création d'une entreprise intégrée verticalement, active à tous les stades de la chaîne de fourniture de gaz et contrôlant l'accès au gaz et une partie de l'infrastructure.

(400) Alors qu'avant l'opération, MOL WMT était en mesure d'agir, dans une mesure appréciable, indépendamment de ses clients (les SRD et les négociants) sur le marché de la fourniture de gaz en gros en Hongrie, elle n'avait pas d'intérêt économique à agir à leur détriment, étant donné qu'elle n'était pas présente sur les marchés de la fourniture de gaz au détail en aval et n'était donc pas en concurrence avec eux. À l'inverse, E.ON n'était pas présente sur le marché en amont et n'avait donc pas les moyens de gêner ses concurrents en aval. Pour les motifs énoncés plus haut, la Commission est d'avis que l'intégration verticale provoquée par l'opération aura vraisemblablement pour résultat que la nouvelle entité aura à la fois la capacité et l'incitation nécessaires pour interdire à ses concurrents réels et potentiels l'accès aux marchés en aval de la fourniture de gaz, de manière à entraver de manière significative la concurrence sur ce marché.

a. La nouvelle entité aura la capacité et l'incitation nécessaires pour interdire l'accès à la fourniture de gaz en gros à ses concurrents (les SRD et les négociants) du marché de détail pour l'approvisionnement des petits clients industriels et commerciaux

(401) Il ressort de l'analyse de la Commission que du fait de l'opération et à l'issue de celle-ci, la nouvelle entité aura à la fois la capacité et l'incitation nécessaires pour interdire l'accès au gaz à ses concurrents en aval qui fournissent du gaz au détail aux petits clients industriels et commerciaux (174), entravant ainsi de manière significative une concurrence effective sur ces marchés. Les nouveaux venus sur le segment ouvert du marché, dont le bras commercial des SRD indépendantes, seraient obligés de s'appuyer sur leur concurrent le plus fort pour acheter leur gaz en gros, ce qui les mettrait dans une situation défavorable au plan de la concurrence. En outre, la Commission s'inquiète du fait qu'en dissuadant les nouveaux venus d'entrer sur le marché ou en retardant leur arrivée, l'opération n'empêche également l'ouverture effective du marché à la concurrence en dépit de sa libéralisation depuis le 1er juillet 2004 (175).

(402) Plusieurs acteurs du marché ont insisté sur la probabilité et les effets négatifs de ce verrouillage de l'accès au produit en cause sur la concurrence et sur les nouveaux venus potentiels. Ainsi que l'a indiqué un tiers actif dans le secteur gazier, du fait de la concentration, "E.ON deviendra un grossiste monopolistique" et "par son intégration verticale, elle serait en mesure de contrôler le marché du gaz en amont et - grâce à sa position actuelle sur le marché du gaz au détail, elle occuperait une position unique pour contrôler l'ensemble de la chaîne d'approvisionnement en gaz".

Capacité d'interdire l'accès au gaz en gros en relevant ainsi les coûts des concurrents sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux

(403) Le verrouillage de l'accès au produit en cause fait ici référence à la stratégie qui consiste à relever les coûts de l'achat de gaz en gros pour les SRD rivales sur le segment réglementé et, pour les négociants, sur le segment ouvert du marché, pour la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux. Des coûts supérieurs réduiront les marges bénéficiaires des concurrents et auront tendance à réduire leur capacité à concurrencer efficacement la nouvelle entité sur ce marché de détail. En conséquence, les concurrents en aval de la nouvelle entité seront vraisemblablement marginalisés et la concurrence effective sera entravée de manière significative, permettant ainsi à la nouvelle entité d'accroître sa puissance sur le marché et d'augmenter les prix de détail au détriment des petits utilisateurs finals industriels et commerciaux.

(404) À la suite de la concentration, la nouvelle entité sera en mesure d'interdire l'accès au gaz et d'augmenter les coûts de ses concurrents de diverses manières. Selon l'enquête de la Commission, après la concentration, la nouvelle entité sera d'abord capable de refuser l'accès aux ressources et aux infrastructures gazières à ses concurrents en aval sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux. Un tiers actif dans le secteur du gaz souligne, par exemple, que "E.ON sera le seul détaillant en gaz qui aura accès aux contrats d'importation TOP de MOL WMT et à la production intérieure de MOL E&P, de sorte qu'elles pourront contrôler les ressources gazières en Hongrie".

(405) La dépendance des négociants en gaz liés aux SRD vis-à-vis de MOL WMT pour leur accès au gaz est mis en évidence par [...]* (176). Le tableau ci-dessous (extrait d'un tableau déjà présenté plus haut au considérant 347) montre que ces négociants ont déjà demandé une offre à MOL WMT pour avoir accès au gaz sur le segment libéralisé du marché (sur le segment réglementé, le grossiste de service public MOL WMT est pour l'instant tenu de les approvisionner): [...]*

(406) Sur le segment ouvert du marché, la nouvelle entité pourrait directement augmenter le prix de gros du gaz destiné aux négociants et/ou lancer des actions de discrimination par des éléments autres que le prix. La discrimination autre que par le prix englobe toute une panoplie de mesures destinées à augmenter les coûts de l'achat en gros pour les concurrents, comme des retards intentionnels de livraison et de traitement des commandes, des baisses de qualité du service, l'absence de flexibilité, une transparence réduite, le refus de renégocier les contrats, etc. La discrimination autre que par les prix offre des moyens d'augmenter les coûts des concurrents, même à l'intérieur du segment réglementé du marché, où les prix sont réglementés.

(407) L'étude de la Commission a en effet révélé que la sécurité d'approvisionnement et les garanties de flexibilité et de service revêtent une importance considérable dans le choix d'un fournisseur de gaz par un petit client industriel et commercial. Les détaillants doivent, à leur tour, s'assurer qu'ils peuvent recevoir la qualité de service et les garanties d'approvisionnement correspondantes de leur grossiste. Le risque de pénalité au titre de la désignation des flux est également important pour les fournisseurs de gaz au détail.

(408) Plusieurs acteurs du marché ont insisté sur le risque d'une discrimination autre que par le prix et ont indiqué l'éventail de paramètres sur lesquels la nouvelle entité pourrait jouer pour exercer une discrimination à l'encontre de ses concurrents. Un tiers actif dans le secteur du gaz a notamment déclaré: "Outre les prix fixés dans les contrats de fourniture, d'autres conditions contractuelles peuvent permettre d'exercer une discrimination (par exemple, les conditions de paiement, la réservation de capacité, la synchronisation des besoins de capacité du client, etc.)" (177).

(409) Après l'opération, E.ON aurait donc la faculté d'influencer les paramètres de la concurrence et mentionnés ci-dessus et de limiter la capacité des détaillants visés à le concurrencer sur le marché en aval de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux.

Incitation à interdire l'accès au gaz en gros et, partant, à augmenter les coûts pour les concurrents sur les marchés du gaz au détail

(410) Avant l'opération, MOL WMT n'avait pas d'intérêt économique à exercer une discrimination envers les opérateurs gaziers en aval (c'est-à-dire les SRD et les négociants) actifs sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux, étant donné qu'elle n'avait pas d'activité sur le marché du détail. Cependant, à la suite de son intégration verticale dans la fourniture de gaz au détail, la nouvelle entité aura, après l'opération, intérêt à mettre en place des stratégies de verrouillage de l'accès au marché en aval de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux sur lequel E.ON est présente, de manière à favoriser sa filiale en aval et à marginaliser ses concurrents.

(411) Le tableau ci-après présente la synthèse des parts de marché actuelles des SRD sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux.

Aucun négociant n'est actif sur ce marché à ce jour.

<emplacement tableau>

(412) E.ON contrôle à 100 % deux SRD (KÖGÁZ et DDGÁZ), qui représentaient ensemble près de [15-25 %]* des ventes sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux (< 500 m³/h) en 2004. Cette présence sur le marché donne déjà à la nouvelle entité une forte incitation à augmenter les coûts de ses concurrents actuels.

(413) De surcroît, E.ON détient une participation de 16,4 % dans FOGÁZ, une SRD contrôlée à 100 % par la municipalité de Budapest, qui représente plus de 20 % des ventes de gaz sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux. Si l'on prend également en compte les ventes de FOGÁZ, en raison de la participation financière d'E.ON dans celle-ci, la position de l'entité issue de la concentration sur le marché de la fourniture de gaz au détail aux petits clients industriels et commerciaux est encore plus forte (environ [35-45]* %).

(414) Il est probable qu'en poursuivant une stratégie d'éviction qui marginalisera les SRD concurrentes et les négociants en raison des coûts supérieurs du gaz, l'entité issue de la concentration renforcera sa position sur le marché et accroîtra sa puissance sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux.

(415) L'enquête a confirmé que l'opération modifierait les intérêts de MOL WMT dans ce sens. À cet égard, EDF a déclaré: "Nous pensons que MOL/E.ON, dans une situation de quasi-monopole d'approvisionnement, pourrait aisément fournir une large gamme de produits taillés sur mesure (blocs, pointe, creux, ...) favorables à leurs filiales en aval, notamment, par exemple, durant les heures de pointe" (178).

(416) Les incitations de la nouvelle entité à interdire l'accès au marché sont d'autant plus probables étant donné les spécificités du marché hongrois de la fourniture de gaz au détail aux petits clients industriels et commerciaux. Ainsi que cela a été décrit plus haut aux considérants 55 à 59, le secteur gazier hongrois se caractérise par un système hybride, au sein duquel cohabite un segment réglementé et un segment libéralisé ou "segment ouvert" du marché. Les clients éligibles ont le droit, mais ne sont pas tenus, de changer de fournisseur pour pénétrer sur le segment ouvert du marché. Les clients qui passent au segment ouvert du marché ont le droit de retourner sur le segment réglementé (bien que cela prenne un an plutôt que quatre mois).

(417) Les clients qui choisissent de rester dans le système réglementé sont approvisionnés par leur SRD locale au prix réglementé. La SRD a aussi un droit exclusif et une obligation d'acheter du gaz à MOL WMT, à des prix réglementés également. MOL WMT est le seul titulaire d'une licence de grossiste de service public. La loi l'oblige à satisfaire toute la demande de gaz naturel des SRD à des fins de service public. Pour remplir cette obligation, les SRD gazières et MOL WMT ont conclu des contrats cadres de fourniture à long terme, d'une durée allant de [...]* ans. À la différence des contrats de service public, la relation entre les clients éligibles qui changent de fournisseurs et les négociants est, dans une large mesure, régie par le principe de la liberté contractuelle.

(418) Selon les parties, le changement de fournisseur n'implique aucun coût significatif ou investissement en temps pour le client éligible. Un client qui passe au segment ouvert du marché continue à avoir droit aux capacités transfrontalières de transport, de distribution et de stockage qui lui étaient attribuées sur le segment réglementé. Par conséquent, la concurrence au niveau de la vente au détail pour les clients éligibles repose dans une large mesure sur le prix. Ceci implique que l'accès à du gaz en gros à des prix concurrentiels est la seule manière d'attirer des clients du segment réglementé et d'accroître les parts de marché. L'intégration entre MOL WMT et E.ON donnera aux filiales en aval de cette dernière un avantage concurrentiel sur tous les autres concurrents nouveaux et potentiels sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux.

(419) L'analyse de la Commission indique que l'incitation d'EON/MOL WMT à augmenter les coûts de ses rivaux sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux et sa stratégie optimale d'éviction évolueront probablement avec le cadre réglementaire. On peut distinguer deux étapes: i) juste après l'opération: aussi longtemps que les prix au détail pour les petits clients industriels et commerciaux et les prix de gros seront réglementés, la nouvelle entité aura intérêt à augmenter les coûts des SRD concurrentes en pratiquant une discrimination autre que par les prix. Simultanément, il est probable qu'elle augmentera le prix du gaz en gros facturé aux négociants indépendants, afin de capter les clients qui passent sur le segment ouvert du marché; ii) en juillet 2007: les prix réglementés devraient être supprimés. À ce moment, tous les clients éligibles devront passer au segment ouvert du marché. Il est probable que la nouvelle entité aura alors intérêt à interdire à tous ses concurrents en aval l'accès au marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux, soit en augmentant le coût du gaz soit en réduisant la qualité de l'offre, selon la solution qui donnera les meilleurs résultats.

Cadre réglementaire actuel

(420) Juste après l'opération, la nouvelle entité sera en mesure d'augmenter le prix de gros pour les négociants concurrents sur le segment ouvert du marché de la fourniture aux petits clients industriels et commerciaux. Cela aura pour effet de réduire leur demande de gaz en gros, mais cela réduira également leur capacité à fournir du gaz à des prix concurrentiels sur le segment ouvert du marché, et ils perdront ainsi des parts de marché en faveur des filiales commerciales d'E.ON. Étant donné que la marge au détail est élevée en raison de la concurrence limitée et balbutiante, les profits perdus en amont par la baisse des ventes seraient probablement plus que compensés par l'augmentation des bénéfices sur le segment ouvert du marché (179).

(421) En revanche, dans le contexte actuel, l'entité issue de la concentration ne peut pas relever les coûts des SRD gazières concurrentes en augmentant unilatéralement le prix de gros, tout au moins à court terme (180). Toutefois, en tant que seul grossiste de service public, MOL WMT est en mesure d'influer la rentabilité des SRD. En augmentant les prix de gros pour les négociants concurrents sur le segment ouvert du marché pour la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux, la nouvelle entité aura une incitation à relever les coûts des SRD concurrentes en réduisant la qualité ou la flexibilité de l'approvisionnement en gros. Il est également probable qu'elle répercutera délibérément les coûts liés à la fourniture aux négociants du segment ouvert du marché sur le segment de service public (181). Dans les deux cas, cela affectera négativement la structure globale des coûts des SRD, en décourageant leur expansion et en limitant leur capacité de refinancement. Cette baisse de rentabilité affectera également la capacité et l'incitation des SRD concurrentes à créer et à soutenir des activités commerciales pour concurrencer la nouvelle entité sur le segment ouvert du marché. Par conséquent, la concurrence sera entravée de manière significative au détriment du choix du client et de la réussite du processus de libéralisation.

(422) Par ailleurs, une stratégie destinée à faire monter les coûts de la concurrence par une discrimination autre que par les prix peut se traduire par une hausse des prix réglementés.

(423) Conformément à l'article 48, paragraphe 2, de la LHG, le prix réglementé se fonde sur le principe dit du prix de revient majoré. Le prix d'achat réglementé qui doit être versé au grossiste de service public inclut à la fois le prix du gaz et la redevance d'utilisation de l'infrastructure (réseau de transport et stockage). Le prix réglementé couvre aussi les coûts des investissements justifiés, ainsi que les profits nécessaires à l'exploitation à long terme. Le principe est que des prix plafond doivent être fixés de manière à couvrir les coûts d'un entrepreneur efficace et les profits nécessaires à l'exploitation. Durant le cycle de révision quadriennale, il existe deux facteurs de correction intégrés du prix: une correction régulière du prix, proposée par l'OHE pour les changements annuels, comme les prix d'importation du gaz naturel, et une correction extraordinaire des prix, qui est proposée lorsque des événements surviennent sur le marché du gaz naturel et rendent cette correction manifestement nécessaire.

(424) Conformément à l'article 49, paragraphe 3, de la LHG, l'OHE est tenu d'appliquer une révision des prix à la demande d'une partie intéressée et doit en publier le résultat. La nouvelle entité et toute SRD indépendante ont le droit de demander cette révision des prix. Ainsi, si les coûts accrus d'achat de gaz aboutissent à des marges réduites, les SRD peuvent choisir de demander une révision des prix du gaz au détail afin de préserver leurs marges bénéficiaires (182). Malheureusement, des prix réglementés élevés au détail auront aussi des conséquences négatives sur le processus de libéralisation, étant donné qu'ils inciteraient les clients finals à passer au segment ouvert du marché, plus que probablement à la branche de négoce d'E.ON, puisque ses concurrents négociants paieraient un prix de gros supérieur pour le gaz à MOL WMT et ne seraient pas concurrentiels au niveau de la vente au détail. Non seulement les SRD perdraient des clients, mais elles pourraient se trouver dans l'incapacité de respecter leurs obligations TOP (du fait de ventes moins élevées que prévu), ce qui impliquerait un coût supplémentaire.

Futur cadre réglementaire

(425) À moyen terme (après 2007), si les clients étaient contraints de passer au segment ouvert du marché, cela ne ferait que renforcer la capacité et l'incitation de la nouvelle entité à interdire l'accès au marché de la fourniture de gaz en gros. Tout d'abord, la nouvelle entité pourrait augmenter les prix sur un marché totalement libre qui ne serait plus limité par le prix réglementé. Ensuite, elle pourrait faire monter les coûts de ses concurrents en augmentant le prix de gros du gaz, ce qui lui procurerait des recettes plus élevées que si elle optait pour la qualité de l'approvisionnement, pour une perte de recettes équivalente à la suite de la baisse de la demande de gaz en gros.

(426) Tous les acteurs du marché consultés par la Commission s'attendent à ce que le système hybride disparaissent peu après juillet 2007, lorsque tous les clients résidentiels deviendront éligibles. Les petits clients industriels et commerciaux qui ne seront pas encore passés au segment ouvert du marché seront forcés de le faire. Selon les plans actuels de l'OHE, un prestataire de service public désigné dans le cadre d'un appel d'offres ouvert approvisionnera les petits clients industriels et commerciaux (183) qui n'ont pas encore conclu de contrat de fourniture avec un fournisseur précis.

(427) L'enquête a également fait apparaître que la plupart des acteurs du marché de la fourniture de gaz au détail considèrent que les effets anticoncurrentiels du verrouillage de l'accès au produit en cause seront vraisemblablement plus immédiats dans ce cas. Ils se sont notamment déclarés préoccupés par le fait que "après l'opération, l'intégration verticale complète d'E.ON dans la chaîne de fourniture du gaz découragera les nouvelles entrées au niveau de la vente de gaz au détail, étant donné qu'il sera vraisemblablement beaucoup plus difficile pour les nouveaux opérateurs d'avoir accès à du gaz compétitif et peut-être même à un service de stockage". Les parties interrogées ont également souligné l'effet de renforcement mutuel découlant du contrôle de l'accès au gaz en gros et au stockage du gaz et font valoir que, du fait de la concentration, "E.ON va, de facto, devenir le fournisseur exclusif de ses concurrents sur le marché hongrois du détail. En outre, par le contrôle des infrastructures de stockage, elle pourra gêner considérablement les tiers lorsqu'ils devront répondre à une demande de détail fluctuante" et que "en tant que fournisseur (ou prestataire de service de stockage), E.ON dispose d'une marge de manœuvre considérable pour appliquer à ses concurrents des conditions effectivement différentes de celles qu'elle applique à ses activités en aval sur le marché hongrois".

Facteurs pertinents pour les stratégies de relèvement des coûts des concurrents

(428) En outre, plusieurs facteurs empiriques pertinents pour déterminer l'importance des incitations à faire monter les coûts des concurrents sont réunis dans le cas d'espèce.

(429) Premièrement, la fourniture de gaz au détail est peu différenciée. Malgré de petites différences en termes de pouvoir calorifique, le gaz naturel peut être considéré comme homogène dans une large mesure. Lorsque les consommateurs considèrent que les produits en aval sont très similaires, l'entreprise verticalement intégrée peut aisément remplacer les ventes que ses concurrents perdent du fait de la discrimination dont ils sont victimes par ses propres ventes, et atténuer ainsi les effets des ventes perdues.

(430) Deuxièmement, étant donné l'exhaustivité des contrats, la discrimination autre que par les prix peut non seulement accroître les coûts des concurrents en aval sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux, mais aussi réduire les coûts de MOL WMT. En réduisant la qualité et la flexibilité de l'approvisionnement ainsi que le service à la clientèle, MOL WMT évite des coûts supplémentaires. Lorsque cela ne coûte rien à l'entreprise située en amont d'exercer une discrimination autre que par les prix à l'encontre de ses concurrents, alors, toutes autres choses étant égales par ailleurs, l'entreprise en amont sera d'autant plus incitée à poursuivre sa discrimination autre que par les prix. Ainsi, la nouvelle entité bénéficiera non seulement d'une part de marché plus grande sur le marché de la fourniture de gaz au détail aux petits clients industriels et commerciaux, mais également de marges supérieures dans la fourniture de gaz en gros aux SRD concurrentes et aux négociants.

(431) Troisièmement, lorsque le coût marginal de la fourniture de gaz en aval augmente, il devient progressivement plus onéreux pour l'entreprise intégrée de remplacer les ventes de ses concurrents par les siennes propres. L'entreprise intégrée peut donc juger plus rentable d'exercer une discrimination autre que par le prix, mais pas de faire monter les coûts de ses concurrents à un niveau tel qu'ils quittent le marché. Une forme extrême de cette situation survient lorsqu'une contrainte de capacité pèse sur la production en aval de l'entreprise intégrée. Dans le cas d'espèce, en revanche, il semble qu'il existe des économies d'échelle au niveau de la fourniture de gaz au détail aux petits clients industriels et commerciaux. Cela est dû aux coûts fixes du développement d'un réseau de vente capable d'inciter les consommateurs du segment réglementé à passer au segment ouvert du marché. Par ailleurs, la capacité de l'entreprise à acheter du gaz en amont n'est pas limitée par des contraintes de capacité.

(432) Quatrièmement, l'incitation à faire augmenter les coûts des concurrents dépend également de l'existence d'une marge positive (prix supérieur au coût) sur le marché en aval. Si elle a une marge élevée en aval, l'entité issue de la concentration bénéficiera d'une augmentation de sa part de marché au détriment de ses concurrents qui n'ont pas accès au marché. Les marges bénéficiaires sont généralement inversement proportionnelles à l'intensité de la concurrence. Lorsque la concurrence est faible, il est probable que les marges seront élevées. Dans le cas d'espèce, la concurrence sur les marchés du gaz au détail est limitée. Cette situation est en partie due au fait que le segment ouvert du marché n'en est qu'à ses balbutiements et que les SRD occupent une position nettement dominante dans leurs régions respectives. Il s'ensuit que, toutes choses étant égales par ailleurs, la nouvelle entité aura une incitation à faire grimper les coûts de ses concurrents de manière à profiter de la marge bénéficiaire découlant de la récupération des clients de ses concurrents sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux (184).

(433) Il y a lieu de reconnaître que ce comportement discriminatoire ne sera probablement pas décelé ou puni par le régulateur. Tout d'abord, ni les contrats de fourniture ni la législation concernée ne couvrent tous les scénarios et imprévus qui peuvent se produire. En conséquence, MOL WMT jouit d'une certaine marge discrétionnaire pour détériorer les conditions d'approvisionnement de manière difficilement détectable par des tiers. E.ON bénéficierait de la même marge discrétionnaire après l'opération de concentration. Ensuite, les acteurs du marché ne déposeraient vraisemblablement pas plainte auprès du régulateur ou de l'autorité chargée de la concurrence, étant donné leur dépendance vis-à-vis de la nouvelle entité pour leur approvisionnement en gaz. La probabilité d'une telle stratégie d'éviction à l'encontre des concurrents en aval serait donc accrue en l'absence de mesures de dissuasion "réglementaires" suffisamment fortes.

La réponse des parties à la communication des griefs

(434) Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties prétendent généralement que les craintes de la Commission en matière de concurrence ne vont pas au-delà de l'expression de "doutes" et que, dès lors, elles ne répondent pas au niveau de preuve requis (185).

(435) Toutefois, les craintes de la Commission concernant la concurrence qui ont été énoncées dans sa communication des griefs et dans la présente décision se fondent, comme le veut la jurisprudence (186), sur une analyse prospective des événements qui, selon elle, "sont les plus susceptibles" de se produire à l'avenir, si l'opération de concentration notifiée a lieu. Contrairement à l'allégation des parties, les craintes de la Commission concernant la concurrence exposées dans sa communication des griefs ne reposent pas sur de simples spéculations, mais sur un examen approfondi de tous les éléments de preuve disponibles et pertinents ainsi que sur une analyse économique fouillée de ceux-ci, qui montre que le scénario envisagé est particulièrement "plausible (187)" et, partant, susceptible de se produire après la concentration. En particulier, la Commission a examiné la question de savoir si, au vu de la capacité et des incitations probables de l'entité issue de la concentration, l'opération de concentration serait susceptible d'aboutir à une stratégie d'éviction et, de ce fait, d'entraver de manière significative une concurrence effective sur les marchés gaziers en aval dans un avenir prévisible. En conséquence, la Commission ne s'est pas limitée à envisager les stratégies possibles, mais elle s'est aussi interrogée sur la probabilité que cette issue se vérifie ou non.

(436) Quant aux craintes de la Commission concernant la concurrence, dans leur réponse à la communication des griefs, les parties n'ont pas spécifiquement contesté qu'une concurrence effective serait réellement entravée de manière significative sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux si une stratégie d'éviction était mise en place à la suite de la concentration. Elles n'ont pas non plus contesté le calendrier avancé par la Commission en ce qui concerne les effets probables de la concentration sur le marché. Elles allèguent toutefois que, en tout état de cause, l'éviction des concurrents du marché du gaz en aval ne serait pas susceptible de se produire après la concentration.

(437) De l'avis des parties, la nouvelle entité n'aurait ni la capacité ni l'incitation nécessaires pour pratiquer une discrimination à l'encontre de ses concurrents en aval, parce que des excédents considérables de gaz pourraient être détournés du point d'entrée de Baumgarten pour l'approvisionnement en aval de la Hongrie après la déréglementation (188).

(438) Or, cet argument néglige le fait que la crainte de la Commission concernant la concurrence provient essentiellement du fait que, si du gaz était disponible en quantités suffisantes au point d'entrée occidental, ce gaz ne serait, en tout état de cause, pas compétitif. À cet égard, les parties ne contestent pas qu'il existe une différence de prix importante avec le gaz importé par MOL WMT, qui achète la majeure partie de son gaz à Gazprom et à d'autres opérateurs au point d'entrée oriental et que, par conséquent, les concurrents exclus du marché ne pourraient pas compter sur du gaz compétitif si leurs coûts d'entrée augmentaient après la concentration.

(439) Les parties contestent également la probabilité que E.ON interdise l'accès au marché à ses concurrents en aval, en arguant que l'analyse de la Commission est trop pessimiste, dans la mesure où elle ne tient pas compte du niveau élevé de réglementation du secteur hongrois de l'énergie, de son efficacité et de la complexité des autres acteurs du marché.

(440) Bien que la Commission ne conteste pas l'existence d'une réglementation, il convient de souligner que la réglementation concerne essentiellement les activités de transport et de stockage plutôt que la fourniture de gaz (à l'exception du modèle hybride en place jusqu'en juillet 2007). En outre, ainsi que l'OHE l'a lui-même indiqué, les règlements ne peuvent pas envisager et résoudre tous les scénarios de discrimination possibles: "Les règles existantes du Code du réseau, qui est modifié chaque année pour favoriser le marché libre, sont constamment affinées. Il n'existe pas de règles fixes sur le marché." (189)

(441) Les parties soutiennent également que l'analyse de la Commission se fonde sur une analyse purement spéculative du type de "comportement abusif" que la nouvelle entité pourrait adopter à l'avenir, qui ne satisfait pas au critère de "probabilité élevée" (190). À cet égard, les parties prétendent pour l'essentiel que l'entité issue de la concentration n'aura pas d'incitation à adopter un comportement abusif étant donné que, en raison de la simplicité relative des contrats sur le marché gazier, un tel comportement serait décelé par les concurrents et par le régulateur et serait sanctionné en conséquence à la suite des plaintes qui seraient déposées (191). De plus, selon les parties, les divers scénarios de discrimination n'ont pas été identifiés par les parties interrogées et ne sont pas typiques du comportement d'E.ON (ou d'autres entreprises du secteur énergétique) (192).

(442) La suggestion des parties selon laquelle les craintes de la Commission concernant la concurrence reposent sur une liste de "comportements abusifs" est le résultat d'une interprétation erronée de la communication des griefs. Contrairement à ce qu'affirment les parties, la Commission n'a pas arrêté de position sur la question de savoir si les différentes stratégies susceptibles d'être adoptées par la nouvelle entité à la suite de la concentration relèveraient nécessairement du champ d'application de l'article 82 CE et seraient de ce fait sanctionnées. Ainsi que l'a récemment dit pour droit la Cour de justice, lorsqu'elle évalue les effets possibles d'une concentration, il n'est pas nécessaire que la Commission détermine si un comportement spécifique susceptible d'être adopté par l'entité née de la concentration constituerait une infraction à l'article 82 CE et serait sanctionné en tant que telle dans l'ordre juridique national concerné. En effet, un examen exhaustif et détaillé des réglementations des divers ordres juridiques susceptibles de s'appliquer et de la politique répressive pratiquée dans ces derniers présupposeraient un degré élevé de vraisemblance quant aux faits envisagés comme pouvant être reprochés, car faisant partie d'un comportement anticoncurrentiel (193). Toutefois, il serait contraire à l'objectif de prévention du règlement d'exiger de la Commission qu'elle examine dans quelle mesure les incitations à adopter des comportements concurrentiels seraient réduites, voire éliminées, en raison de l'illégalité des comportements en question, de la probabilité de leur détection, de leur poursuite par les autorités compétentes, tant au niveau communautaire que national, et des sanctions qui pourraient en résulter (194). En outre, ainsi que l'a dit la Cour, "au stade de l'appréciation du projet de concentration, une analyse visant à établir l'existence probable d'une infraction à l'article 82 CE et à s'assurer que celle-ci fera l'objet d'une sanction dans plusieurs ordres juridiques serait trop spéculative et ne permettrait pas à la Commission de fonder son appréciation sur l'ensemble des éléments factuels pertinents afin de vérifier s'ils soutiennent la description d'un scénario d'évolution économique tel qu'un effet de levier" (195). À cet égard, le Tribunal de première instance a récemment conclu, en citant le point 74 de l'arrêt de la Cour de justice dans l'affaire Tetra Laval, que "dans la mesure où la Commission peut, sans mener une enquête spécifique et détaillée à ce sujet, identifier le caractère illégal du comportement en cause, au regard de l'article 92 CE ou d'autres dispositions du droit communautaire qu'elle a compétence pour appliquer, il lui incombe de le constater et d'en tenir compte aux fins de son appréciation de la probabilité d'un tel comportement de la part de l'entité fusionnée" (196)

(443) Dans le cas d'espèce, il serait encore plus difficile de considérer d'emblée que les autorités nationales estimeraient nécessairement que les différentes stratégies d'éviction susceptibles d'être adoptées après la concentration sont des pratiques discriminatoires au sens de l'article 82 CE étant donné que, contrairement à ce que prétendent les parties, les contrats de fourniture de gaz conclus avec les négociants sont généralement complexes et contiennent des clauses spécifiques adaptées aux besoins de chaque partie à la négociation.

(444) Même si ces pratiques discriminatoires étaient finalement considérées comme constitutives d'un abus de position dominante, il est néanmoins hautement probable que, dans le contexte futur du marché, la nouvelle entité aurait de fortes incitations à agir de la sorte. En effet, il n'existe généralement pas de transparence quant aux formules de calcul des prix applicables dans les contrats de fourniture de gaz, étant donné que ces informations sont cruciales pour la compétitivité des négociants. C'est pourquoi il est hautement improbable qu'un négociant concurrent serait en mesure, à un moment donné, de comparer réellement ses clauses contractuelles avec celles contenues dans les contrats des filiales d'E.ON.

(445) Il en va de même du régulateur de l'énergie, étant donné qu'il pourrait ne pas détecter ces différences en temps utile. Sur ce point, l'OHE reconnaît lui-même que, en ce qui concerne d'éventuelles pratiques discriminatoires dans l'accès au stockage (qui est encore plus réglementé que le marché de la fourniture de gaz aux SRD et aux négociants), elles sont "extrêmement difficiles à prouver en suivant les procédures administratives (ainsi que cela a été dit à plusieurs reprises, l'acteur qui est désavantagé craint pour sa position future sur le marché et préférera ne pas déposer plainte auprès du régulateur ou de l'autorité chargée de la concurrence)" (197).

(446) S'agissant des contrats de fourniture de gaz, bien que l'OHE ait indiqué qu'il a le droit de contrôler les acteurs du marché et de les forcer à agir sans discrimination (198), il a également précisé à plusieurs reprises, sur différents sujets, qu'il ne possédait pas d'informations fiables sur les contrats commerciaux conclus par les opérateurs et qu'il ne pouvait pas demander l'accès à ces informations: "L'OHE ne connaît pas les prix du marché libre, étant donné que peu d'acteurs lui fournissent des informations sur ces prix (et uniquement sur les prix moyens)" (199). "Dans le cadre réglementaire hongrois, il faut une demande confirmée des clients pour réserver des capacités. Chaque année, chacun des acteurs du marché est tenu de prouver la demande de ses clients pour les dix années suivantes (la demande relatives aux 9 années suivantes repose sur leurs espoirs et pas sur des faits!). Le problème est que l'on ne sait pas au juste qui est chargé de vérifier ces données, étant donné que la loi ne précise pas comment se passe la vérification. L'OHE est d'avis que c'est l'OST qui devrait le faire, mais celui-ci affirme qu'il ne dispose pas des outils pour ce faire, parce que les accords signés entre les tiers sont confidentiels. (...) L'OHE peut contrôler les titulaires de licences et leurs réservations, mais pas les contrats commerciaux." (200). "L'OHE ignore quelles entreprises ont pu bénéficier de contrat à long terme et lesquelles ont signé un contrat de ce type et pour quelles quantités de gaz." (201).

(447) Quant à l'argument selon lequel les diverses manières d'appliquer des stratégies d'éviction n'ont pas été identifiées avec précision par les parties interrogées dans le cadre de l'enquête, il néglige le fait que les acteurs du marché ont néanmoins clairement identifié le risque d'éviction parmi les effets probables de la concentration. De la même façon, l'argument selon lequel les pratiques discriminatoires ne sont pas typiques du comportement d'E.ON dans d'autres pays ne prouve pas que ce comportement est improbable en Hongrie, étant donné qu'il repose sur le postulat erroné que des conditions de marché comparables prévalent dans d'autres pays et/ou que ces pratiques pourraient être aisément identifiées et sanctionnées en application de l'article 82 du traité.

(448) Enfin, les parties allèguent que la Commission se fonde sur des spéculations lorsqu'elle considère que les acteurs du marché ne pourraient pas déposer de plaintes en raison de leur dépendance vis-à-vis de la nouvelle entité pour leur fourniture de gaz à d'autres acteurs du marché. Selon les parties, cela n'a pas empêché les compagnies hongroises de l'énergie d'exprimer librement leur avis sur la concentration dans le cadre de l'enquête menée par la Commission. Les parties omettent le fait que de nombreuses parties interrogées ont exigé l'anonymat, précisément pour éviter d'éventuelles mesures de représailles futures de la nouvelle entité dont elles dépendent pour leurs activités sur les marchés hongrois de l'énergie.

Conclusion

(449) Compte tenu des éléments de preuve disponibles et de l'analyse développée plus haut, la Commission considère qu'à la suite de l'opération de concentration, la nouvelle entité est susceptible d'avoir la capacité et l'incitation nécessaires pour interdire l'accès aux ressources gazières à ses concurrents en aval sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux, immédiatement après l'opération.

(450) Étant donné la position dominante qu'elle détient sur les marchés en amont de la fourniture en gros et du stockage de gaz en Hongrie et en raison de sa présence sur le marché en aval de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux (par l'intermédiaire des SRD qu'elle contrôle), la nouvelle entité aura, déjà dans le contexte réglementaire actuel et au stade actuel de libéralisation du marché, la capacité et l'incitation nécessaires pour interdire l'accès au gaz a) à ses concurrents sur le marché libre actuel, réduisant ainsi la possibilité de développement d'un marché libre concurrentiel, et b) à ses concurrents sur le marché réglementé en pratiquant une discrimination autre que par le prix afin d'augmenter leurs coûts d'entrée. En conséquence, les concurrents réels risquent d'être marginalisés, ce qui permettrait à la nouvelle entité d'accroître sa puissance sur le marché en aval de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux.

(451) Par ailleurs, cet effet vertical de l'opération, à savoir l'éviction, découragera, selon toute probabilité, l'arrivée de nouveaux venus sur le marché, étant donné que ces derniers ne s'attendront pas à pouvoir acheter du gaz à la nouvelle entité à des conditions similaires à celles qui s'appliquent aux filiales d'E.ON.

(452) En outre, la Commission est d'avis que la stratégie d'éviction susvisée sera encore plus efficace et aisée à mettre en œuvre dans le cadre d'un marché de plus en plus libéralisé, qui devrait connaître de nouveaux développements dans un avenir proche (à compter du 1er juillet 2007).

(453) Pour ces motifs, la Commission est d'avis qu'en autorisant l'entité issue de la concentration à augmenter les coûts de ses concurrents et à dissuader les nouveaux venus d'entrer sur le marché de la fourniture de gaz au détail aux petits clients industriels et commerciaux, la concentration notifiée entravera de manière significative une concurrence effective dans une partie substantielle du marché commun au sens de l'article 2 du règlement sur les concentrations.

b. La nouvelle entité aura la capacité et l'incitation nécessaires pour interdire à ses concurrents l'accès au marché de la fourniture de gaz au détail aux clients résidentiels

(454) À l'heure actuelle, les positions des différents détaillants (SRD et négociants) sur le marché hongrois de la fourniture de gaz aux clients résidentiels sont les suivantes:

<emplacement tableau>

(455) Comme dans le cas de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux, le changement fondamental provoqué par l'opération est que E.ON, à la différence de MOL, est active sur le marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels par l'intermédiaire de ses filiales à 100 %, KÖGÁZ et DDGÁZ, et de FOGÁZ, dans laquelle elle détient une participation minoritaire. Par conséquent, alors qu'avant l'opération, MOL WMT n'avait pas d'incitation à agir au détriment de ses clients, puisqu'elle ne leur faisait pas concurrence en aval, la concentration aura probablement pour résultat que la nouvelle entité aura désormais la capacité et l'incitation nécessaires pour interdire à ses concurrents l'accès au marché en aval de la fourniture de gaz aux clients résidentiels de manière à entraver de manière significative la concurrence sur ce marché.

(456) À cet égard, l'analyse développée au point a) ci-dessus (considérants 401 à 453) sur les effets probables de la concentration sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux s'applique aux effets de la concentration sur le marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels. Cependant, en ce qui concerne le moment où ces effets se feront sentir, la Commission estime qu'une distinction doit être opérée en raison des contextes réglementaires différents qui régissent ces deux marchés.

(457) En effet, à la différence du marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux, le marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels n'est pas encore ouvert à la concurrence étant donné que, conformément à la directive 2003-55-CE, les clients résidentiels ne deviendront éligibles qu'en juillet 2007. Pour l'instant, les clients résidentiels sont approvisionnés dans le cadre d'un contrat de service public par leur SRD locale, qui s'approvisionne elle-même auprès du grossiste de service public, MOL WMT.

(458) Lorsque le marché sera ouvert à la concurrence, c'est-à-dire au plus tard en juillet 2007, les acteurs hongrois pensent que le système actuel de fourniture de service public sera remplacé par un prestataire de service universel ("PSU") pour les clients résidentiels qui n'auront pas encore conclu de contrat de fourniture avec un fournisseur particulier. Ce PSU sera un titulaire de licence de négociant en gaz désigné à l'issue d'un appel d'offres et sera chargé de l'approvisionnement en gaz des clients résidentiels en Hongrie à des prix réglementés.

(459) Bien que les parties n'aient pas soulevé d'argument spécifique au sujet de l'impact du cadre réglementaire sur l'appréciation au regard du droit de la concurrence (202), la Commission a soigneusement examiné la question de savoir si l'absence de concurrence sur le marché des clients résidentiels à la date prévue de la décision pourrait, en soi, dissiper la crainte que la concentration n'entrave de manière significative une concurrence effective au sens de l'article 2, paragraphe 3, du règlement sur les concentrations.

(460) Selon la jurisprudence, lorsque des marchés doivent s'ouvrir à la concurrence en application de la législation communautaire, la Commission ne doit pas apprécier uniquement les effets futurs de la concentration à compter de leur ouverture à la concurrence, mais doit également prendre en compte les effets immédiats de la concentration sur ces marchés (203). En effet, ainsi que l'a dit pour droit le Tribunal de première instance, même s'il est vrai que la Commission "peut, le cas échéant, prendre en compte les effets d'une opération de concentration dans un avenir proche ... voire fonder son interdiction d'une opération de concentration sur de tels effets futurs ... cela ne l'autorise pas à s'abstenir d'analyser les effets immédiats d'une telle opération s'ils existent et de les prendre en compte dans son appréciation globale de cette opération" (204). Par ailleurs, il serait contraire à l'"objectif de prévention du règlement" (205) et à l'analyse prospective nécessaire au contrôle des concentrations (206) de se centrer exclusivement sur ces effets immédiats, s'ils existent, étant donné que cela conduirait la Commission à ignorer qu'une concentration peut avoir pour effet d'empêcher l'introduction d'une concurrence effective - et donc de l'entraver de manière significative - sur les marchés qui ne sont pas encore libéralisés, contrairement à l'intention du législateur communautaire.

(461) Dans le cas d'espèce, puisque les clients résidentiels deviendront éligibles à partir de juillet 2007, c'est-à-dire 18 mois seulement après l'adoption de la présente décision, la Commission considère que les principaux effets anticoncurrentiels de la concentration se feront sentir après cette date. En effet, en raison de la position dominante de la nouvelle entité sur les marchés en amont de la fourniture en gros et du stockage de gaz en Hongrie et de sa présence sur le marché en aval pour la fourniture de gaz aux clients résidentiels (via ses SRD contrôlées à 100 %), l'entité issue de la concentration aura - pour les mêmes raisons que celles exposées en ce qui concerne le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux - la capacité et l'incitation nécessaires pour interdire l'accès aux gaz à ses concurrents réels et potentiels sur le marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels, en réduisant ainsi la possibilité de développement d'un segment ouvert et concurrentiel du marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels (dans lequel les clients résidentiels concluraient des contrats de fourniture de gaz avec le fournisseur de leur choix) et/ou en empêchant ses concurrents réels et potentiels sur le segment réglementé du marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels (PSU) qui sont en concurrence avec les filiales d'E.ON d'être désignés comme PSU à l'issue d'un appel d'offres ouvert, alors qu'il devront acheter leur gaz à la nouvelle entité (à des prix et conditions librement négociés). Du fait de ce comportement probable, les concurrents réels risquent d'être marginalisés, ce qui permettrait à la nouvelle entité d'accroître sa puissance sur le marché en aval de la fourniture de gaz aux clients résidentiels lorsqu'ils deviendront éligibles en juillet 2007.

(462) En outre, la Commission est d'avis que, outre ces effets anticoncurrentiels futurs, la concentration risque également d'avoir des effets immédiats. Premièrement, étant donné que la concentration est susceptible d'entraver immédiatement et de manière significative une concurrence effective sur le marché voisin et étroitement lié de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux, les détaillants concurrents existants seront affaiblis. Comme ces détaillants sont les mêmes que ceux susceptibles d'opérer sur le marché des clients résidentiels lorsque ceux-ci seront éligibles, la concentration aura donc un effet de contagion immédiat. Deuxièmement, les effets verticaux probables de l'opération (c'est-à-dire l'éviction de la concurrence) découragent probablement déjà les nouveaux venus potentiels de préparer leur entrée sur le marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels, puisqu'ils n'espèrent pas être en mesure d'acheter du gaz à la nouvelle entité à des conditions similaires à celles qui s'appliquent aux filiales d'E.ON. Il convient en particulier de rappeler que les contrats de fourniture de gaz pour l'approvisionnement des fournisseurs sont souvent conclus bien à l'avance et que l'entrée sur le marché doit être planifiée bien avant l'ouverture réelle du marché. Vue sous cet angle, la concentration produira donc également des effets immédiats en dissuadant encore davantage les éventuelles entrées de nouveaux venus sur le marché.

(463) Enfin, il est à noter que l'appréciation de la Commission au regard des règles de concurrence serait la même si les marchés de la fourniture de gaz aux clients résidentiels et aux petits clients industriels et commerciaux devenaient un seul et même marché juste après juillet 2007. Dans ce cas, le seul changement qui surviendrait en juillet 2007 serait l'augmentation de la taille du marché de la fourniture de gaz aux petits clients (résidentiels et non résidentiels), qui passerait de 2 ou 3 mmc à 6 ou 8 mmc (si l'on inclut les clients résidentiels).

Conclusion

(464) Au vu des éléments de preuve disponibles et de l'analyse développée plus haut, la Commission considère que, à la suite de la concentration, la nouvelle entité aura la capacité et l'incitation nécessaires pour interdire l'accès aux ressources gazières à ses concurrents en aval sur le marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels.

(465) Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties font valoir les mêmes arguments pour le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux que pour le marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels, sans formuler d'observations spécifiques à ce dernier. En conséquence, la Commission renvoie à l'analyse présentée à la section précédente en ce qui concerne le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux.

(466) Pour ces motifs, la Commission conclut que, en autorisant l'entité issue de la concentration à augmenter les coûts de ses rivaux et à dissuader l'entrée de nouveaux venus sur le marché de la fourniture au détail de gaz aux clients résidentiels, la concentration notifiée entravera de manière significative une concurrence effective dans une partie substantielle du marché commun au sens de l'article 2 du règlement sur les concentrations.

b. La nouvelle entité acquerra une position dominante sur le marché de la fourniture de gaz aux gros clients industriels

(467) Sur le marché de la fourniture de gaz aux gros clients industriels, MOL WMT fournit directement du gaz naturel à quelque [10-20]* clients industriels raccordés au gazoduc à haute pression et concurrence donc, dans une certaine mesure, les SRD qui approvisionnent également certains gros clients industriels par le réseau de distribution. Les clients que MOL WMT approvisionne (à la fois en tant que grossiste de service public sur le segment réglementé du marché et comme négociant sur le segment ouvert du marché) représentaient environ [0-2]* mmc en 2004, soit [30-40]*% du marché. Le tableau ci-dessous présente les parts de marché des différents fournisseurs de gros clients industriels (tant sur le segment réglementé du marché par l'intermédiaire des SRD et du grossiste de service public qu'est MOL WMT que sur le segment ouvert du marché par l'entremise de MOL WMT et du seul nouveau venu à ce jour, EMFESZ).

<emplacement tableau>

(468) Il convient de souligner que jusqu'à présent, MOL WMT et les SRD n'étaient que des concurrents indirects sur ce marché. Sur le segment réglementé, MOL WMT ne peut fournir du gaz qu'aux clients directement raccordés au réseau de transport qui sont mentionnés dans sa licence de grossiste de service public, tandis que les clients raccordés au réseau de distribution ne peuvent acheter du gaz qu'à leurs SRD locales. En outre, en dépit du fait que les deux approvisionnent de gros clients industriels, MOL WMT et les SRD ont une relation verticale, puisque les SRD sont contraintes de s'approvisionner en gaz chez MOL WMT sur le segment réglementé du marché.

(469) Jusqu'à présent, peu de clients ont été en mesure d'obtenir de meilleures offres sur le segment ouvert du marché auprès de négociants comme EMFESZ, parce que les prix réglementés sont toujours assez bas.

(470) À partir de juillet 2007, le modèle hybride et les prix réglementés disparaîtront pour les gros clients industriels. Il est probable qu'en l'absence de concentration, MOL WMT aurait pu, du fait de sa position de titulaire d'une licence de négociant en gaz, conquérir davantage de clients raccordés à un réseau de distribution en proposant de les approvisionner directement. En conséquence, la Commission reconnaît que, indépendamment de la concentration, MOL WMT aurait déjà la capacité et l'incitation nécessaires pour renforcer sa position sur le marché de la fourniture de gaz aux gros clients industriels.

(471) Néanmoins, le changement provoqué par la concentration découle de l'ajout de l'important portefeuille de clients des SRD contrôlées par E.ON (KÖGÁZ, DDGÁZ) et, sans doute, de FOGÁZ, sur laquelle il détient des informations privilégiées. Ces chevauchements conféreront un avantage concurrentiel supplémentaire à l'entité issue de la concentration en lui permettant, à l'inverse de son concurrent actuel EMFESZ et des nouveaux venus potentiels, d'accéder immédiatement à une clientèle d'envergure.

(472) En outre, la Commission pense que, pour les motifs énoncés au point a) ci-dessus (considérants 401 à 453), la nouvelle entité aura la capacité et l'incitation nécessaires pour interdire à ses concurrents en aval l'accès au marché de la fourniture de gaz aux gros clients industriels en Hongrie. En outre, cette stratégie d'éviction serait probablement renforcée par le fait que MOL Transmission serait incitée à opérer une discrimination envers les rivaux de MOL WMT pour ce qui est de la fourniture de gaz aux gros clients industriels, afin d'augmenter les profits de MOL WMT.

(473) Dans leur réponse à la communication des griefs (207), les parties soutiennent que la Commission n'a pas suffisamment développé son raisonnement concernant la création d'une position dominante sur ce marché et "n'a pas procédé à une analyse de la puissance concurrentielle compensatoire que détiennent les cinq autres concurrents importants".

(474) Il semble que quatre des "cinq autres concurrents importants" mentionnés par les parties sont des SRD qui ne sont pas raccordées à E.ON. Cependant, ainsi que l'expliquait la communication des griefs, sur le marché de la fourniture de gaz aux gros clients industriels, MOL WMT fait concurrence aux SRD alors que, dans le même temps, ces dernières doivent acheter leur gaz à MOL WMT pour pouvoir approvisionner le segment réglementé du marché et n'ont pas d'autres sources d'approvisionnement que MOL WMT sur le segment libéralisé du marché. Les parties n'ont même pas essayé d'expliquer comment les SRD pourraient exercer une pression concurrentielle "significative" sur la nouvelle entité alors que, dans le même temps, elles achèteraient leur gaz à cette dernière, et elles se sont bornées à alléguer que la Commission n'a pas poussé son analyse jusqu'au bout. Par conséquent, outre les effets horizontaux significatifs provoqués par la concentration, la nouvelle entité aura la capacité et l'incitation nécessaires pour interdire à ces concurrents l'accès au marché de la fourniture de gaz aux gros clients industriels, comme elle le fera pour d'autres marchés de la fourniture de gaz au détail. Le scénario d'éviction décrit dans les sections précédentes s'applique donc, mutatis mutandis, également à ce marché.

(475) Quant à l'argument des parties selon lequel la Commission ne s'est pas prononcée sur la question de savoir si les craintes relatives à la concurrence sur ce marché seraient de nature horizontale ou verticale, il convient de rappeler, ainsi que l'a dit la communication des griefs, que les craintes sur ce marché sont essentiellement dues aux effets horizontaux de la concentration, qui découlent non seulement du chevauchement conduisant à une part de marché cumulée indicative d'une position dominante (part de marché de [40-50]* %, du fait de la réunion des parts de marché de MOL WMT et de celles de SRD d'E.ON., KÖGÁZ, et DDGÁZ), mais également de l'apport de l'important portefeuille de clients des SRD contrôlées par E.ON et, probablement, de FOGÁZ, sur laquelle la nouvelle entité détiendra des informations privilégiées.

(476) Pour ces motifs, la Commission est d'avis que la concentration entravera de manière significative une concurrence effective dans une partie substantielle du marché commun au sens de l'article 2 du règlement sur les concentrations, en créant une position dominante sur le marché de la fourniture de gaz aux gros clients industriels.

(ii) Stockage du gaz

(477) Tout fournisseur de gaz doit avoir accès à des installations de stockage afin de pouvoir opérer sur les marchés de détail, essentiellement pour gérer les fluctuations saisonnières de la demande de ses clients. Selon le type et le nombre de clients, un fournisseur de gaz doit faire face à des fluctuations journalières, hebdomadaires et saisonnières, de telle sorte qu'un accès à des infrastructures de stockage efficaces à de bonnes conditions économiques est une nécessité absolue pour tout fournisseur.

(478) Il est intéressant de noter que les fournisseurs ayant une clientèle très vaste et diversifiée peuvent se trouver dans l'obligation de réserver des capacités de stockage moins importantes, parce que la variation globale de la demande de leurs clients est inférieure en raison de la synchronisation (lorsqu'on utilise le stockage pour l'équilibrage) à celle des fournisseurs ayant un nombre limité de clients avec une demande fluctuante. Cela donne donc aux gros fournisseurs de gaz et aux fournisseurs dont les clients ont une demande stable un avantage concurrentiel sur leurs concurrents plus petits.

a. MOL Storage occupe une position dominante sur le marché du stockage du gaz en Hongrie

(479) MOL Storage est la seule entreprise possédant des installations de stockage de gaz en Hongrie et elle est donc la seule à pouvoir proposer des services de stockage de gaz.

(480) MOL Storage sera rachetée par E.ON dans le cadre de l'opération. L'accord d'achat d'actions prévoit également que MOL conservera une participation de 25 % plus une action dans MOL Storage. Un lien structurel entre MOL et MOL Storage sera donc maintenu. Un autre lien commercial découle de l'accord de fourniture conclu entre MOL (MOL E&P) et MOL WMT pour la vente de gaz domestique.

(481) Toutes les infrastructures hongroises de stockage de gaz sont actuellement entièrement réservées, essentiellement par le fournisseur de service public qu'est MOL WMT ([2-4]* mmc ou [40-50]* millions de m³ par jour, soit [90-100]* % des capacités de stockage). Le reste de la capacité de stockage est réservé par EMFESZ à hauteur de [0-1]* mmc et par MOL WMT en tant que négociant (le titulaire d'une licence commerciale de MOL sur le segment ouvert du marché) à hauteur de [0-1]* mmc.

(482) Il y a lieu de souligner que, tout comme pour l'accès au réseau de transport, en tant que grossiste et fournisseur de service public, MOL WMT dispose d'un accès privilégié aux infrastructures de stockage (pour les clients résidentiels et "communaux"), comme le prévoit l'article 30, paragraphe 2, de la LHG. À l'instar de tout autre opérateur, MOL WMT a le droit de réserver une capacité uniquement sur la base d'une demande de client confirmée.

(483) La capacité restante peut être attribuée à des opérateurs actifs sur le segment ouvert du marché (c'est-à-dire fournissant des clients sur le segment ouvert du marché). Conformément à la LHG, l'accès au stockage sur le segment ouvert du marché est négocié et n'est pas réglementé (en d'autres termes, les tarifs ne sont pas fixés par le législateur, mais dans le cadre de négociations commerciales avec l'opérateur de stockage). Il est toutefois prévu que le système changera et deviendra réglementé pour tous les opérateurs (indépendamment du statut de leurs clients), en application des conditions jointes à la résolution de l'OHE approuvant l'opération de concentration entre E.ON et MOL.

(484) Ainsi que cela a été dit le 27 juin 2005, l'OHE a adopté une résolution approuvant l'opération de concentration entre E.ON et MOL, sous réserve de conditions juridiquement contraignantes.

(485) Certaines de ces conditions sont liées au stockage, notamment la condition 5 (mise en œuvre d'un plan de développement du stockage de gaz pour la période 2005-2009 approuvé par l'OHE) et la condition 6 (MOL Storage s'engage à appliquer un accès réglementé à tous les utilisateurs du système, c'est-à-dire aussi sur le segment ouvert du marché, jusqu'à ce qu'un marché réellement concurrentiel existe entre les stockages de gaz naturel et pour se conformer aux GGPSSO).

b. La nouvelle entité aura la capacité et l'incitation nécessaires pour pratiquer une discrimination à l'encontre de ses concurrents en ce qui concerne l'octroi de l'accès au stockage

Comportement discriminatoire dans l'octroi de l'accès au stockage

(486) La Commission est d'avis qu'à la suite de la concentration, E.ON aura la capacité et l'incitation nécessaires pour adopter un comportement discriminatoire en matière d'accès au stockage, afin de renforcer la stratégie d'éviction du marché gazier décrite plus haut au détriment de ses concurrents en aval.

(487) Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties soutiennent que, en ce qui concerne le stockage, "MOL a actuellement le même pouvoir et la même capacité d'exercer une discrimination" et prétendent que "le changement d'actionnariat de MOL Storage n'entraînera pas l'émergence d'un nouvel élément discriminatoire et n'augmentera pas la probabilité ou la volonté d'une telle discrimination" (208).

(488) La Commission ne souscrit pas à l'argument des parties selon lequel l'incitation à exercer une discrimination restera inchangée après l'opération. En fait, l'intégration verticale d'E.ON en aval (notamment par sa participation majoritaire et minoritaire dans trois SRD gazières) constitue une différence fondamentale par rapport à la situation antérieure à l'opération, étant donné que MOL n'est pas active sur les marchés gaziers en aval, et incitera la nouvelle entité à exploiter sa position dominante dans le secteur du stockage pour renforcer sa stratégie d'éviction des opérateurs concurrents sur les marchés gaziers en aval, en augmentant (directement ou indirectement) le coût des services de stockage pour ces concurrents.

(489) Si l'incitation à exercer une discrimination serait modifiée par l'opération, la capacité à l'exercer ne changerait pas, en dépit des conditions dont la résolution de l'OHE est assortie. Les parties ont notamment souligné l'importance de la condition 6 de la résolution, en insistant sur le fait que MOL Storage sera contraint d'appliquer les conditions de marché du segment réglementé à tous les opérateurs du segment ouvert, ce qui l'empêchera d'exercer une discrimination à l'encontre des concurrents d'E.ON dans le but d'augmenter leurs coûts.

(490) Cependant, d'après les informations dont dispose la Commission, MOL Storage devra présenter une proposition pour le nouveau régime "pleinement" réglementé avant le 21 mai 2006. L'OHE examinera alors et approuvera peut-être la proposition de MOL Storage. Cette procédure d'approbation peut prendre un certain temps, étant donné que l'OHE peut demander que certaines modifications soient apportées à la proposition.

(491) En d'autres termes, le régime pleinement réglementé pourrait entrer en vigueur durant le second semestre 2006, voire plus tard. Même si la Commission reconnaît que l'entrée en vigueur d'un régime de stockage totalement réglementé peut, à tout le moins, atténuer les craintes relatives au comportement discriminatoire de MOL Storage à l'encontre des concurrents d'E.ON et que la mise en œuvre complète et dans les délais prévus des conditions jointes à la résolution de l'OHE peut réduire la capacité de discrimination, il y a lieu de souligner que jusqu'à l'approbation définitive du nouveau régime totalement réglementé par l'OHE, MOL Storage disposera toujours d'une marge de manœuvre pour appliquer des prix et des conditions discriminatoires. Dans un scénario de marché libéralisé en pleine croissance (comme le soulignent également les parties), la possibilité d'opérer des discriminations et l'incitation à le faire doivent être prises en compte, étant donné que ce comportement discriminatoire pourrait être particulièrement dommageable au début du processus de libéralisation.

(492) Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties allèguent que la Commission n'a pas dûment pris en compte le fait que "en vertu de la décision d'approbation de l'OHE, la présente opération ne peut être réalisée que si E.ON/ERI présente une garantie irrévocable quant aux respect des conditions".

(493) La Commission insiste toutefois sur le fait que l'obligation de la nouvelle entité se limite, à cet égard, à définir "les conditions d'un accès réglementé au stockage dans ses conditions commerciales générales" avant le 31 mai 2006 et à demander l'approbation de l'OHE. Ce n'est qu'après l'autorisation de l'OHE - qui peut prendre un certain temps - que " MOL Storage se conformera aux dispositions modifiées de ces conditions pour l'octroi d'un accès réglementé au stockage".

(494) En outre, les parties soutiennent également que la Commission "ne devrait pas s'inquiéter de la période transitoire du premier semestre 2006", étant donné que "il s'agit de la deuxième moitié de l'année gazière en cours pour laquelle tous les accords d'accès au stockage ont déjà été conclus et que ces accords ne sauraient être modifiés après la clôture".

(495) La Commission estime que cet argument ne tient pas compte du fait que d'autres tiers pourraient avoir besoin d'un accès à des services de stockage durant le second semestre 2006, pour lequel de nouveaux contrats devront être négociés durant le premier semestre 2006. La saison d'injection de stockage ne coïncide pas avec l'année gazière, étant donné qu'elle court du 1er avril au 30 septembre et que la saison de retrait démarre à la mi-octobre, après quelques semaines d'entretien. En outre, les parties peuvent également pratiquer une discrimination autre que par les prix même dans le cadre des contrats existants, comme on le verra. Enfin, l'argument des parties concerne le premier semestre 2006 et ne répond donc pas à l'appréciation de la Commission selon laquelle "le régime totalement réglementé pourrait n'entrer en vigueur qu'une fois le second semestre 2006 bien entamé, voire plus tard".

(496) Par ailleurs, étant donné que les prix réglementés sont fixés par l'OHE sur la base des entrées, des estimations et des informations fournies par l'opérateur des installations de stockage, E.ON pourrait avoir la capacité et l'incitation nécessaires pour subventionner ses activités de manière croisée sur le segment ouvert des marchés gaziers en aval, grâce à sa situation de quasi-monopole (dans le stockage du gaz), en fournissant des informations sur la base desquelles l'OHE déterminera des prix réglementés supérieurs aux coûts réels.

(497) Les parties soutiennent dans leur réponse à la communication des griefs (annexe 2, page 3) que l'OHE examine actuellement les "coûts de stockage" dans le but de "calculer les nouveaux tarifs réglementés du stockage, qui prendront effet le 1er janvier 2006 pour une durée de quatre ans". Cet examen devrait prendre fin avant l'achèvement prévu de l'opération. Les parties en concluent que "E.ON ne pourrait avoir aucune influence sur le régime tarifaire nouvellement fixé pour la période 2006-2009".

(498) Cependant, les parties omettent de mentionner que des révisions des prix sont possibles à la demande de l'opérateur des installations de stockage. L'OHE prévoit une procédure spécifique pour ces révisions, qui doit être adoptée avec les résolutions de l'OHE. L'argument des parties paraît donc discutable.

(499) Ensuite, MOL WMT pourrait toujours exploiter sa position prioritaire pour l'attribution des capacités de stockage en gonflant ses besoins de capacité de stockage. Cette possibilité semble réelle, en dépit de l'exigence que la capacité ne soit réservée que sur la base d'une demande du client ou d'une consommation confirmée. En fait, un tiers a indiqué que la "capacité technique" du système est de 20 à 30 % supérieure à la "capacité réglementaire" (209), ce qui signifie que la plupart des opérateurs, voire tous, ont tendance à réserver plus de capacité que ce dont ils ont réellement besoin. Ce comportement a pour effet d'encombrer le système et pour effet/objectif de créer des barrières à l'entrée pour les nouveaux fournisseurs.

(500) En gonflant sa réservation de capacité de stockage prioritaire, MOL WMT aggraverait l'encombrement du système. En conséquence, la capacité "moins prioritaire" serait réduite et ferait donc monter, durant la période précédant la mise en œuvre complète de la résolution de l'OHE, le prix réglementé des services de stockage, ce qui créerait une barrière supplémentaire à l'entrée sur le segment ouvert du marché. (501) Les parties ont allégué (210) qu'il ne serait pas "de l'intérêt du propriétaire de MOL WMT de gonfler la réservation de capacité de stockage étant donné que cela serait onéreux". Or, la Commission est d'avis que le coût de la surréservation supporté par MOL WMT pourrait être (plus que) compensé par les recettes supplémentaires revenant à MOL Storage du fait du prix plus élevé des services de stockage, rendus plus rares par l'offre réduite, et par les recettes dont bénéficierait MOL WMT en empêchant l'entrée de nouveaux concurrents et/ou en élevant des barrières à leur entrée sur le marché.

(502) Troisièmement, ainsi que cela a déjà été mentionné, la LHG prévoit un accès des tiers au stockage, dont les principes sont identiques à ceux applicables à la réservation des capacités de transport. Dès qu'un nouveau fournisseur acquiert un client éligible, la capacité déjà attribuée nécessaire pour fournir ce client doit être automatiquement transférée au nouveau fournisseur.

(503) Cependant, le régime d'attribution de capacité fondé sur la clientèle peut laisser une certaine place à un comportement discriminatoire. En effet, MOL Storage peut engager toute une série d'actions destinées à accroître les coûts pour les concurrents en aval d'E.ON, comme mettre en place des services de stockage mieux adaptés aux besoins d'une entreprise dominante qu'à ceux de nouveaux venus (en terme de capacités d'injection et de retrait et de volumes de gaz stockés), retarder l'attribution de la capacité de stockage, réduire la qualité du service, commettre des erreurs dans le traitement des commandes, manquer de flexibilité, etc., ce qui aurait pour effet d'accroître considérablement les coûts d'exploitation des concurrents de l'entité issue de la concentration sur les marchés en aval.

(504) Enfin, même dans le scénario de prix entièrement réglementés pour les services de stockage, MOL Storage pourrait avoir la capacité et l'incitation nécessaires pour exercer une discrimination à l'encontre des concurrents d'E.ON en leur appliquant des conditions contractuelles plus onéreuses ou moins flexibles que celles négociées avec les entreprises du groupe (par exemple, la filiale de négoce de MOL WMT active sur le segment ouvert du marché).

(505) De surcroît, à titre de circonstance aggravante, on pourrait dire que tout comportement discriminatoire pourrait être difficile à déceler étant donné que les acteurs du marché ne déposeraient probablement pas plainte auprès du régulateur ou de l'autorité chargée de la concurrence, en raison de la position monopolistique d'E.ON sur le marché du stockage. En outre, étant donné que MOL WMT restera de loin le principal client de MOL Storage, E.ON pourrait arguer que les conditions contractuelles dont il bénéficie sont différentes de celles des autres clients pour des raisons "objectives". Le risque d'un comportement anticoncurrentiel destiné à renforcer la stratégie d'éviction à l'égard des concurrents en aval serait donc accru en l'absence de moyens de dissuasion "réglementaires" suffisamment forts.

(506) Dans leur réponse à la communication des griefs (211), les parties allèguent que "il n'y a pas de raisons de penser qu'à l'avenir, les clients de MOL Storage pourraient être dissuadés de porter plainte au sujet du comportement commercial de MOL Storage".

(507) Néanmoins, la Commission insiste sur le fait que, même l'OHE, l'instance responsable de la supervision du fonctionnement loyal, transparent et non discriminatoire du secteur gazier en Hongrie, a déclaré que "[d]es règles discriminatoires éventuelles en matière d'accès au stockage constituent un comportement extrêmement difficile à prouver en recourant à des méthodes administratives. (...) L'acteur du marché qui se trouve dans une situation défavorable craint pour sa position future sur le marché et préférera ne pas introduire de plainte auprès du régulateur ou de l'autorité chargée de la concurrence" (212). À la lumière de ce qui précède, l'argument des parties semble discutable.

Développement de la capacité de stockage et possibilité de concurrence accrue

(508) Enfin, E.ON sera en mesure de contrôler le développement de nouvelles capacités de stockage en Hongrie, grâce à la combinaison de deux éléments: a) l'option d'achat prévue au paragraphe 10.10 de l'accord d'achat d'actions permettant à MOL Storage d'acheter les gisements épuisés à MOL E&P; et b) la participation de 25 % plus une action que MOL conservera dans MOL Storage.

(509) Il existe une cinquantaine de réservoirs souterrains vides en Hongrie, qui appartiennent à MOL E&P et sont susceptibles d'être transformés en installations de stockage. Les parties ont indiqué que [...]* de ces 50 gisements épuisés peuvent être convertis en installations de stockage dans les 3 à 10 ans. La capacité de ces installations de stockage potentielles oscille entre 100 millions de m³ et 3 mmc chacun.

(510) Sur ces dix "meilleurs" gisements épuisés, trois pourraient être transformés en installations de stockage dans les deux ans et représenteraient une capacité totale de 350 millions de m³ (213). Deux autres pourraient être prêts dans trois ou quatre ans et représenteraient une capacité totale de 850 millions de m³.

(511) Le paragraphe [...]* du pacte d'actionnaire pour le stockage ("AAS") conclu entre MOL et E.ON confère à [...]*. L'option d'achat est valable [...]* ans. L'annexe 7 jointe à l'AAS prévoit que [...]*.

(512) Ainsi que cela a été dit plus haut, l'option d'achat confère à MOL Storage le droit d'acheter des gisements de gaz épuisés d'une capacité totale de 1 mmc. En conséquence, en exerçant l'option d'achat, E.ON pourrait être en mesure d'empêcher de nouvelles entrées sur le marché du stockage pendant plusieurs années, étant donné que les gisements les plus rapidement disponibles (c'est-à-dire convertibles dans un délai de [0-5]* ans) représentent une capacité de [1-2]* mmc seulement, ce qui ne laisserait pas de place à un nouveau venu pendant au moins [0-5]* ans et une place marginale uniquement, le cas échéant, pendant [2-5]* ans.

(513) Par ailleurs, au vu de la participation minoritaire de MOL dans Mol Storage et de la relation commerciale entre MOL (MOL E&P) et la nouvelle entité pour la vente de gaz domestique, MOL aura un intérêt économique à décourager l'entrée de nouveaux venus potentiels sur le marché du stockage en refusant de vendre les gisements épuisés ou en leur appliquant des conditions défavorables par rapport à celles dont bénéficie MOL Storage. L'intérêt financier de MOL résulte de la possibilité de toucher des dividendes sur les bénéfices de MOL Storage à hauteur de sa participation dans son capital et d'encaisser une plus-value sur l'augmentation de valeur de ses actions en raison de la rentabilité accrue de l'entreprise (même si aucun dividende n'est distribué). Une telle stratégie discriminatoire ne devrait normalement pas aboutir à faire baisser les revenus que MOL E&P obtient de la vente des gisements gaziers épuisés (dans la mesure où elle favoriserait MOL Storage au détriment de ses concurrents potentiels) et elle renforcerait la stratégie d'éviction des concurrents de MOL Storage du secteur du service de stockage, ainsi que cela a été dit ci-dessus.

(514) De plus, en raison des liens structurels entre MOL et MOL Storage, MOL Transmission sera incitée à favoriser le développement de nouvelles installations de stockage de MOL Storage plutôt que celles de ses concurrents, en ce qui concerne le raccordement à son réseau de transport de gaz. Dans leur réponse à la communication des griefs (214), les parties soutiennent que "l'opération réduit l'incitation de MOL E&P à vendre des sites exclusivement à MOL Storage, étant donné qu'elle affaiblit la relation entre MOL E&P et MOL Storage".

(515) Si la Commission reconnaît que la séparation des activités de fourniture de gaz (MOL WMT), d'une part, et des activités relatives à la production gazière (MOL E&P), aux futurs sites de stockage (MOL E&P) et du transport (MOL Transmission), d'autre part, a en principe des effets positifs, elle n'en reste pas moins d'avis que les participations croisées, l'existence de l'option de vente de MOL Transmission, l'accord d'approvisionnement avec MOL E&P et l'option d'achat par MOL Storage de gisements épuisés à MOL E&P affaiblit "la réalité" de la séparation de ces activités et, en maintenant un lien structurel fort entre MOL et la nouvelle entité, réduit considérablement la portée des effets positifs décrits par les parties.

(516) Quoi qu'il en soit, même en l'absence de ce lien structurel, la Commission souligne que les parties ont effectivement négocié une option d'achat qui confère à MOL Storage un droit de "premier choix" sur les meilleurs gisements à transformer en installations de stockage et qui constituera, selon toute probabilité, une barrière à l'entrée sur le marché du stockage de gaz dans un avenir proche.

(517) En conclusion, la Commission est d'avis que, à la suite de l'opération, la nouvelle entité aura la capacité et l'incitation nécessaires pour opérer une discrimination à l'encontre de ses concurrents sur les marchés gaziers en aval en ce qui concerne leur accès aux capacités de stockage. MOL Storage est déjà en mesure d'exploiter sa position dominante sur le marché du stockage du gaz en Hongrie avant l'opération, mais la concentration renforcera son incitation à le faire en créant une entreprise totalement intégrée verticalement d'un bout à l'autre de la chaîne d'approvisionnement en gaz.

(518) En outre, en raison de l'option d'achat prévue dans l'AAS, E.ON aura la capacité et l'incitation nécessaires pour rendre impossible toute nouvelle entrée sur le marché du stockage, tout au moins à moyen terme.

(519) Enfin, du fait du lien structurel entre MOL et MOL Storage, MOL pourrait avoir la capacité et l'incitation nécessaires pour contribuer à créer des barrières à l'entrée sur le marché du stockage.

(520) Pour ces motifs, la Commission est d'avis que la concentration entravera de manière significative une concurrence effective dans une partie substantielle du marché commun au sens de l'article 2 du règlement sur les concentrations, parce que la nouvelle entité est susceptible d'opérer une discrimination à l'encontre de ses concurrents sur les marchés gaziers en aval en ce qui concerne leur accès à la capacité de stockage et de rendre impossible toute nouvelle entrée sur le marché du stockage.

(iii) Transport du gaz

(521) MOL Transmission possède et gère le réseau de gaz à haute pression en Hongrie, ainsi que les deux points d'entrée pour les importations; MOL Transmission est également l'exploitant du système chargé du fonctionnement et de l'équilibrage continus et transparents du système intégré du gaz naturel.

(522) MOL Transmission ne fait pas partie de l'opération de concentration projetée. Toutefois, ainsi que cela a déjà été dit, les parties ont conclu un accord en vertu duquel MOL bénéficie d'une "option de vente" lui permettant de vendre à E.ON soit une participation de 25 % plus une action soit une participation de 75 % moins une action dans MOL Transmission au cours des deux prochaines années. E.ON a souligné qu'elle ne peut influencer la décision de MOL d'exercer ou non cette option de vente.

a. Gazoduc de Nabucco

(523) Les parties interrogées dans le cadre de l'enquête de la Commission ont indiqué que la seule existence de cette option de vente peut conférer à E.ON une influence considérable sur MOL Transmission, ce qui signifie que le marché du transport du gaz peut également être affecté par la concentration, même avant que cette option de vente soit exercée.

(524) En particulier, les parties interrogées craignent que la nouvelle entité ne puisse influencer la stratégie de MOL Transmission après la concentration et affecter les options de transit vers d'autres pays européens. Les acteurs du marché ont indiqué à la Commission que E.ON avait déjà de facto une influence déterminante sur les nouveaux projets de gazoducs passant par la Hongrie.

(525) Le projet Nabucco, qui concerne un nouveau gazoduc reliant la Turquie à l'Autriche en passant par la Bulgarie, la Roumanie et la Hongrie pour acheminer du gaz de la Caspienne et du Moyen-Orient vers les marchés européens, suscite de graves inquiétudes. La phase d'exploitation du gazoduc devrait débuter en 2011/2012 et sa capacité annuelle devrait atteindre [25-30] mmc (scénario normal) ou [30-35] mmc (scénario le plus optimiste). Quelque [10-20] mmc devraient être disponibles au pôle gazier autrichien de Baumgarten, en vue de leur transport et de leur distribution en Europe. Le projet a reçu l'aval de l'Union européenne (programme RTE) et joue un rôle clé dans la diversification des sources d'approvisionnement en gaz de l'Union européenne.

(526) Deux des parties à l'enquête directement concernées par le projet ont soutenu que ce dernier avait déjà été retardé par l'opération de concentration projetée. Selon ces tiers, alors que tous les autres partenaires du projet étaient sur le point de signer l'accord de création de l'entreprise commune en mars 2005, MOL Transmission a indiqué qu'elle devait d'abord obtenir l'assentiment d'E.ON Ruhrgas.

(527) Plus important encore, ces entreprises se sont également inquiétées que MOL Transmission puisse ne pas vouloir ou ne pas pouvoir contribuer au développement du projet durant la période de validité de l'option de vente. Un tel développement pourrait affecter non seulement la disponibilité d'autres sources de gaz pour les nouveaux venus en Hongrie, mais également la sécurité et la politique d'approvisionnement de la Hongrie et du reste de l'Union européenne.

(528) Les motivations d'E.ON seraient doubles. D'une part, selon ces tiers, le gazoduc de Nabucco, qui offre la possibilité d'importer des volumes importants de gaz non russe en Europe, pourrait gêner la stratégie commerciale de Gazprom en Europe. De l'avis des parties concernées par le projet Nabucco, ce gaz pourrait même être compétitif sur les marchés polonais, tchèque, ukrainien et bélarussien, qui sont à l'heure actuelle essentiellement approvisionnés par Gazprom. Au vu de la relation stratégique existant entre Gazprom et E.ON, Gazprom pourrait donc influencer la position d'E.ON afin de retarder ou d'empêcher la réussite du projet. D'autre part, E.ON aurait également intérêt à ne pas favoriser la création de nouveaux gazoducs passant par la Hongrie afin d'éviter que de nouveaux concurrents n'entrent sur les marchés gaziers hongrois.

(529) La Commission a soigneusement examiné les inquiétudes formulées par ces tiers, mais n'a toutefois pas pu aboutir à la conclusion que l'opération projetée était susceptible d'entraver ou de retarder de manière significative la construction du gazoduc Nabucco.

(530) La Commission relève tout d'abord que l'entreprise impliquée dans l'entreprise commune Nabucco n'est plus MOL Transmission, mais sa société-mère MOL (MOL Rt.) (215). L'accord d'entreprise commune a été signé par les cinq partenaires de Nabucco en juillet 2005. E.ON n'est donc plus en mesure d'exercer une influence déterminante sur le développement du projet et MOL devrait normalement continuer à soutenir la construction du gazoduc si la future analyse économique et le financement du projet confirment qu'il sera rentable pour ses partenaires.

(531) De plus, l'enquête de la Commission ne permet pas de penser que E.ON avait un grand intérêt à s'opposer au projet de nouveau gazoduc. Bien que la relation stratégique avec Gazprom puisse influencer la position d'E.ON (216), cette dernière est également très certainement intéressée par une diversification de ses sources d'approvisionnement en gaz en Europe et le projet Nabucco pourrait conférer d'importants avantages à E.ON de ce point de vue.

(532) Pour ces motifs, la Commission conclut que l'opération projetée n'est pas susceptible d'entraver ou de retarder de manière significative le projet de gazoduc Nabucco, ce qui aurait pour conséquence d'entraver de manière significative la concurrence dans une partie substantielle du marché commun.

b. Transport du gaz en Hongrie

(533) S'agissant de l'impact de l'opération proposée sur le transport de gaz en Hongrie, les parties interrogées dans le cadre de l'enquête ont déclaré que MOL Transmission pourra favoriser E.ON pour l'attribution de capacités transfrontalières ou nationales, bien qu'un tel comportement soit soumis au contrôle de l'OHE. De plus, certaines d'entre elles ont indiqué que l'existence de l'option de vente pourrait inciter MOL Transmission à "geler" le développement de son réseau (nouvelles capacités d'entrée, par exemple) durant la période de validité de l'option, dans l'attente d'une décision sur l'exercice ou non de l'option.

(534) Étant donné que MOL Transmission ne fait pas partie de l'opération notifiée, l'effet complet de l'option de vente envisagée, qui renforcerait davantage l'intégration verticale d'E.ON, n'est pas évaluée dans ce document. La Commission admet toutefois que la seule existence de l'option de vente aura probablement un impact sur le fonctionnement des marchés et sur la gestion de l'infrastructure gazière en Hongrie.

(535) Par ailleurs, ainsi que cela a déjà été indiqué, conformément à l'accord d'achat d'actions signé par les parties, MOL (qui continuera à contrôler MOL Transmission) conservera une participation de 25 % plus une action dans MOL WMT, qui sera contrôlée par E.ON, ce qui créera un lien structurel entre MOL et l'entité issue de la concentration. Un autre lien commercial découle de l'accord de fourniture conclu entre MOL (MOL E&P) et MOL WMT pour la vente de gaz domestique. Ce lien commercial entre MOL et MOL WMT consolidera vraisemblablement le lien structurel.

(536) La participation minoritaire de 25 % plus une action que MOL conservera dans MOL WMT et la relation commerciale susvisée donneront à MOL Transmission une incitation à pratiquer une discrimination à l'encontre des concurrents en aval d'E.ON, lors de l'octroi de l'accès au réseau de transport. L'intérêt financier de MOL découle de la possibilité de percevoir des dividendes sur les bénéfices de MOL WMT à hauteur de sa participation au capital et d'encaisser une plus-value sur l'augmentation de valeur de ses actions en raison de la rentabilité accrue de MOL WMT (même si aucun dividende n'est distribué) due au fait que MOL Transmission lui accorde un traitement de faveur. Comme c'est également le cas pour la stratégie d'éviction, cette stratégie de discrimination par des éléments autres que le prix ne devrait pas entraîner une baisse des revenus de MOL Transmission (dans la mesure où elle favoriserait MOL WMT au détriment de ses concurrents) et renforcerait la stratégie d'éviction du marché gazier de MOL WMT évoquée ci-dessus. En effet, l'intégration verticale d'E.ON en aval (notamment grâce à ses participations majoritaire et minoritaire dans trois SRD gazières) constitue une différence fondamentale par rapport à la situation préalable à l'opération, étant donné que MOL n'est ou n'était pas active sur le marché gazier en aval.

(537) Il existe donc une incitation à renforcer la stratégie d'éviction du marché du gaz au détriment des concurrents en aval d'E.ON, par un comportement discriminatoire dans l'octroi de l'accès au réseau de transport.

(538) Bien qu'il faille souligner et reconnaître que l'exploitation du réseau de transport est extrêmement réglementée par l'OHE, MOL Transmission peut malgré tout avoir la capacité et l'incitation nécessaires pour favoriser MOL WMT en ce qui concerne l'accès au réseau de transport.

(539) En outre, ainsi que cela a déjà été dit, le Code du réseau contient les règles techniques détaillées relatives à l'exploitation du système gazier. Le Code du réseau est rédigé par le Comité du Code du réseau.

(540) IL convient de souligner qu'après l'opération, E.ON pourra, directement ou indirectement, contrôler la majorité des 9 membres du Comité qui sont soit des représentants des divers preneurs de licences opérant dans le secteur gazier ou sont élus par eux (217). Les modifications du Code du réseau étant décidées à la majorité simple, E.ON pourrait donc être en mesure d'influencer la manière dont le Code du réseau sera révisé ou mis à jour à l'avenir dans le but d'opérer une discrimination à l'encontre des concurrents d'E.ON en ce qui concerne l'attribution de capacité sur le réseau et de favoriser MOL WMT par rapport aux nouveaux venus.

(541) Par ailleurs, ainsi que cela a déjà été indiqué, les capacités le long de la chaîne de transport (et de stockage) sont réparties entre une capacité déjà attribuée (CDA) et une capacité libre (CL), en application de l'article 1er, paragraphe 30, du décret d'application.

(542) De manière générale, MOL WMT pourra exploiter sa position prioritaire pour l'attribution d'une capacité de transport en gonflant ses besoins de capacité, en dépit du fait que la capacité ne peut être réservée que sur la base d'une demande du client ou d'une consommation confirmée. En effet, un tiers a déclaré que la "capacité technique" du système est de 20 à 30 % supérieure à la "capacité réglementaire" (218), ce qui signifie que la plupart des opérateurs, voire tous, ont tendance à réserver plus de capacité que ce dont ils ont réellement besoin. Ce comportement a pour effet d'encombrer le système et pour effet/objectif de créer des barrières à l'entrée pour les nouveaux fournisseurs.

(543) En gonflant sa réservation de capacité de stockage prioritaire, MOL WMT aggraverait l'encombrement du système. En conséquence, la capacité "moins prioritaire" serait réduite, ce qui créerait une barrière supplémentaire à l'entrée sur le segment ouvert du marché.

(544) De plus, les capacités libres sont mesurées par l'opérateur du système de transport (OST, c'est-à-dire MOL Transmission) selon une méthode qui doit être approuvée par l'OHE. Les capacités sont attribuées par l'OST aux acteurs du marché dans un délai maximum de trois mois à compter de leur demande.

(545) En cas de "surréservation" des capacités libres, la procédure d'attribution prévoit une "vente aux enchères", conformément au point 5.1.3.1(g) du Code du réseau. Le Code du réseau ne précise toutefois pas comment ces ventes aux enchères doivent se dérouler et dans quel délai. Les parties ont affirmé que ce processus de vente aux enchères "prend généralement deux semaines".

(546) En cas d'incitation de MOL Transmission à exercer une discrimination en faveur de la nouvelle entité, ces ventes aux enchères pourraient sans nul doute être gérées de manière opaque et discriminatoire ou, avec retard, au détriment des tiers. Tout en espérant que le marché libre puisse se développer après 2007, des cas de comportement discriminatoire pourraient malgré tout avoir lieu dans l'attribution de capacités libres aux opérateurs du marché. Ce comportement discriminatoire serait particulièrement préjudiciable durant la phase initiale de la libéralisation.

(547) Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties soulignent que l'opération aboutira à la séparation, du point de vue de la propriété, des activités "vente de gaz en gros" et "transport de gaz". Bien que la séparation des activités de transport et de vente de gaz en gros produise, en principe, des effets positifs, la Commission relève que les participations croisées, l'existence de l'option de vente de MOL Transmission et l'accord de fourniture signé avec MOL E&P n'aboutissent pas à une séparation complète de ces activités et limitent considérablement la portée des effets positifs décrits par les parties.

(548) Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties contestent que le "calendrier et le degré de développement [du réseau de transport]" puissent être affectés négativement par l'opération. Au contraire, elles soutiennent que cela "dépend entièrement de la demande des clients et de l'approbation par le régulateur hongrois" (219). Bien que cette allégation puisse se vérifier dans des conditions commerciales normales, la Commission estime que les incertitudes relatives à l'actionnariat de MOL Transmission sont susceptibles d'affecter négativement la capacité de l'entreprise à mener à bien et à planifier des projets à long terme.

(549) En conclusion, la Commission est d'avis que MOL Transmission est susceptible d'avoir la capacité et l'incitation nécessaires pour exercer une discrimination à l'encontre des concurrents d'E.ON dans l'octroi de l'accès au réseau de transport du gaz en raison du lien structurel découlant de la participation minoritaire de 25 % plus une action de MOL dans MOL WMT. MOL Transmission était déjà en mesure d'exploiter sa position dominante sur le marché du transport du gaz en Hongrie avant l'opération. Le lien structurel créé par la concentration renforcera son incitation à le faire en raison de l'intégration verticale de la nouvelle entité tout au long de la chaîne d'approvisionnement en gaz.

(550) De plus, la Commission s'inquiète également du fait que, dans l'attente de l'exercice ou non de l'option de vente, le développement du réseau (capacité supplémentaire aux points d'entrée, par exemple) puisse être suspendu en attendant de savoir qui sera le propriétaire "final" de ces projets.

(551) Pour ces motifs, la Commission est d'avis que la concentration entravera de manière significative une concurrence effective dans une partie substantielle du marché commun au sens de l'article 2 du règlement sur les concentrations, parce que la nouvelle entité est susceptible d'opérer une discrimination à l'encontre de ses concurrents sur les marchés gaziers en aval en ce qui concerne leur accès à la capacité de transport.

C. Incidence de l'opération de concentration sur les marchés de l'électricité

(552) Outre les inquiétudes susvisées concernant le secteur du gaz évoquées à la section B ci-dessus, l'enquête de la Commission a mis en évidence des préoccupations relatives à la concurrence sur divers marchés de l'électricité, suscitées par l'intégration verticale des activités de MOL WMT sur le marché en amont de la fourniture de gaz aux grandes centrales électriques et des activités d'E.ON sur les marchés en aval de la production et de la vente d'électricité en gros et au détail.

(553) Avant l'opération, MOL WMT occupe une position dominante sur le marché de la fourniture de gaz aux grandes centrales électriques, alors qu'elle n'est pas active sur les marchés de l'électricité. En revanche, E.ON occupe déjà une position forte sur les marchés de la vente d'électricité au détail en Hongrie et est susceptible de devenir très active sur les marchés de la production et de la vente en gros d'électricité.

(554) L'enquête de la Commission a révélé que, à la suite de la concentration, la nouvelle entité aura la capacité et l'incitation nécessaires pour faire grimper les coûts des centrales électriques à gaz existantes et futures en Hongrie. La Commission s'inquiète également du fait que la nouvelle entité aura la capacité et l'incitation nécessaires pour fournir du gaz à des conditions concurrentielles aux centrales électriques à gaz existantes et futures pour autant qu'elles vendent leur électricité aux SRD d'E.ON ou à sa filiale de négoce à des conditions favorables ("stratégie de prise ferme").

(555) L'intérêt économique de poursuivre ces stratégies augmentera à mesure que le secteur de l'électricité se libéralisera en Hongrie et que la part d'E.ON dans la production d'électricité s'accroîtra. Ces deux stratégies probables empêcheraient aussi les producteurs d'électricité concurrents, actuels et futurs ainsi que les grossistes de jouer efficacement le jeu de la concurrence sur les marchés de la fourniture d'électricité en gros aux négociants (220).

(556) La stratégie de la nouvelle entité en matière de production et de vente en gros d'électricité conduirait à une restriction des nouvelles capacités de production électrique en Hongrie et aurait donc une incidence sur les prix de vente en gros de l'électricité dans le pays. Les "contrats de prise ferme" réduiraient la capacité des concurrents d'E.ON sur le marché de la vente d'électricité au détail à trouver de l'électricité à des conditions concurrentielles, entravant ainsi de manière significative une concurrence effective sur les marchés de la vente d'électricité au détail. Par ailleurs, l'opération donnera à E.ON la capacité et l'incitation nécessaires pour empêcher ses concurrents qui vendent de l'électricité au détail de développer des offres combinées (électricité et gaz) en Hongrie. Cela renforcerait encore la puissance d'E.ON sur les marchés de l'électricité au détail en Hongrie.

(557) La Commission a procédé à une évaluation des effets de l'opération sur les marchés hongrois de l'électricité à la fois dans les conditions actuelles du marché et dans les conditions futures, en tenant compte du scénario le plus probable après la mise en œuvre du "nouveau modèle pour l'électricité" en Hongrie.

(558) La position d'E.ON et d'autres acteurs du marché dans le secteur de l'électricité est décrite ci-dessous avant l'évocation des questions relatives à la concurrence que pose l'opération au niveau de la production et de la vente en gros et au détail d'électricité.

(i) Les acteurs du marché dans le secteur de l'électricité en Hongrie (221)

(559) Outre E.ON, MVM et plusieurs grands groupes d'électricité européens opèrent en Hongrie dans le secteur de la production ainsi que de la vente en gros et au détail d'électricité. Des sociétés de négoce d'électricité plus petites sont également apparues plus récemment.

a. E.ON

(560) E.ON a consenti des investissements importants dans le secteur de l'électricité en Hongrie depuis 1995-1996. Le groupe opère actuellement dans le secteur de la production d'électricité avec une centrale à gaz à Debrecen et dans celui de la vente en gros et au détail grâce à sa participation dans trois des six sociétés régionales de distribution d'électricité (SRD) et dans la compagnie électrique E.ON EK. En outre, E.ON contrôle plusieurs entreprises s'occupant de la fourniture au détail d'électricité dans les pays voisins de la Hongrie.

Production d'électricité

(561) E.ON possède une centrale électrique à gaz de taille moyenne et plusieurs petites installations de production en Hongrie, qui produisent à la fois de l'électricité et de la chaleur (pour le chauffage urbain). Ces installations ont généré au total [0-2]* TWh en 2004, soit [5-15]* % de l'électricité produite dans les centrales au gaz en Hongrie et [0-5]* % de la production hongroise d'électricité. Il est à noter qu'E.ON envisage de développer considérablement sa capacité de production.

(562) En 2004, la principale centrale électrique d'E.ON (Debrecen) a vendu la quasitotalité de sa production d'électricité (222) ([500-1 000]* GWh) sur le marché réglementé dans le cadre d'un contrat d'achat d'électricité à long terme avec TITÁSZ (223). La plupart des centrales électriques d'E.ON servent également à la production de chaleur. E.ON est le seul producteur/fournisseur de chauffage urbain de deux grandes villes (Debrecen et Nyíregyháza). Cependant, au niveau national, la part d'E.ON dans la production de chaleur s'élève à [5-10]* %.

(563) L'appréciation de la position d'E.ON sur le marché de la production d'électricité en Hongrie doit également tenir compte de l'importance des centrales électriques à gaz sur les marchés hongrois de l'électricité, comme l'explique l'un des principaux acteurs du marché. À titre d'exemple, un tiers actif dans le secteur de l'électricité a souligné que:

"Le fait que E.ON ne possède actuellement que 2,8 % de la capacité de production électrique peut être trompeur. Premièrement, en ce qui concerne l'électricité produite à partir de gaz pour l'équilibrage du système, les fournisseurs ne représentant qu'un faible pourcentage ont une puissance sur le marché parce qu'il n'est pas possible de se passer de cette électricité."

(564) Enfin, E.ON est également active dans le secteur de la production électrique en Autriche, par sa participation dans Donau Kraftwerk Jochensten AG ("DKJ") et dans Österreischisch-Bayerischen Kraftwerk AG ("OBK"). DKJ et OBK possèdent, respectivement, une capacité de production d'électricité de [0-200]* MW et de [200-500]* MW et ont produit [500-1 000]* GWh et [1 000-2 000]* GWh en 2003.

Fourniture d'électricité en gros

(565) E.ON EK a débuté ses activités de négociant en électricité en Hongrie en mars 2003. En 2003, E.ON EK a vendu [0-5]* TWh d'électricité et cette quantité est passée à [0-5]* TWh en 2004. L'entreprise vend exclusivement de l'électricité aux moyens et gros clients (MGC) et pas aux négociants en électricité. E.ON EK est l'un des trois grands négociants hongrois d'électricité avec le groupe ATEL et MVM.

(566) En 2004, la majeure partie de l'électricité vendue par l'entreprise était importée ([0-5]* GWh), essentiellement de la filiale allemande de négoce d'électricité du groupe ("EST") ([35-45]* % des importations d'E.ON EK) et par l'interconnexion slovaque ([85-95]* % des importations d'E.ON EK). Les sources domestiques ([0-2]* GWh) étaient les ventes aux enchères de MVM ([0-500]* MWh) et Electrabel ([0-500]* MWh).

SRD d'électricité

(567) E.ON contrôle à 100 % trois des six SRD: TITÁSZ, ÉDÁSZ et DÉDÁSZ. En 2004, ces trois SRD fournissaient, respectivement, [0-5]* TWh, [5-10]* TWh et [0-5]* TWh d'électricité aux clients résidentiels, aux petits clients et aux moyens et gros clients dans leurs régions respectives et sur le segment de service public.

Fourniture d'électricité au détail aux pays voisins

(568) E.ON est également active sur les marchés de la fourniture d'électricité au détail dans les pays voisins de la Hongrie. En Slovaquie, le groupe détient une participation de 49 % dans Zapadoslovenska Energetika a.s. ("ZSE"), qui opère sur le marché de la fourniture d'électricité au détail. En 2003, ZSE a enregistré des ventes totales d'électricité de [5-10]* TWh, soit [30-40]* % du marché slovaque global. En Roumanie, E.ON a récemment pris une participation de 51 % dans Electrica Moldova SA ("Moldova"), qui s'occupe également de fourniture d'électricité au détail. En 2003, Moldova a vendu au total [0-5]* TWh d'électricité, ce qui représente [0-10]* % du marché roumain.

(569) En 2003, E.ON a pris le contrôle de trois sociétés régionales de distribution d'électricité: ZCE, JCE et JME. Ensemble, ces trois sociétés ont fourni [10-15]* TWh en 2003, soit [20-30]* % du marché tchèque de l'électricité. Il convient de préciser que les secteurs géographiques couverts par ZCE, JCE et JME en République tchèque, par ZSE en Slovaquie et par ÉDÁSZ et DÉDÁSZ en Hongrie, sont limitrophes. Enfin, E.ON détient également une participation majoritaire dans les compagnies électriques Varna et Gorna en Bulgarie, qui ont représenté ensemble [15-25]* % du marché total de l'électricité en 2003, avec des ventes de [0-5]* TWh.

(570) Bien qu'il n'existe pas, à l'heure actuelle, de rapport entre les actifs d'E.ON sur le marché du détail de l'électricité en Europe orientale, la présence d'E.ON dans plusieurs pays voisins de la Hongrie lui permet d'importer de l'électricité en Hongrie. Par ailleurs, E.ON peut bénéficier d'un avantage concurrentiel supplémentaire en termes de connaissance de la marque, de renommée et de capacité à fournir de gros clients ayant des filiales dans plusieurs pays.

b. MVM

(571) MVM est l'ancien titulaire du monopole de fourniture d'électricité en gros et ancien opérateur du réseau de transport de l'électricité en Hongrie. Lors de la privatisation du secteur énergétique en 1995-1996, les centrales électriques et les SRD hongroises ont été vendues à des investisseurs privés, tandis que MVM restait une entreprise publique, propriétaire du réseau de transport de l'électricité, de la centrale nucléaire de Paksi et d'autres centrales électriques. Depuis l'ouverture du marché à la concurrence en 2003, MVM a conservé son rôle de leader sur le marché de la fourniture d'électricité en gros, en tant que grossiste de service public et négociant sur le segment ouvert du marché.

- Production d'électricité

(572) MVM possède la centrale nucléaire de Paksi, la plus grande centrale électrique hongroise et plusieurs centrales électriques au gaz et au charbon de taille moyenne. La centrale nucléaire de Paksi a produit [10-12,5] TWh en 2004, dont l'intégralité a été vendue au segment de service public. L'entreprise détient une participation de 25 % dans la centrale à gaz de Dunamenti, le deuxième producteur d'électricité de Hongrie par ordre d'importance.

- Fourniture d'électricité en gros

(573) En tant que titulaire de la licence de grossiste de service public, MVM a des relations contractuelles avec la majorité des gros producteurs d'électricité, d'une part, et des SRD d'électricité, de l'autre. En 2004, MVM a vendu [25-27,5] TWh sur le segment de service public, un chiffre qui doit être comparé à la consommation totale d'électricité en Hongrie, soit [37,5-40] TWh. La compagnie organise des ventes aux enchères tous les six mois pour vendre ses excédents d'électricité aux négociants.

- Fourniture d'électricité au détail

(574) MVM contrôle à 100 % MVM Partner Rt. ("MVM Partner"), une société active sur le segment libre du marché hongrois de l'électricité. En 2004, la compagnie a vendu [2,5-5]* TWh sur le segment ouvert du marché et était le deuxième négociant en électricité par ordre d'importance.

c. MAVIR

(575) MAVIR est l'opérateur actuel du système de transport d'électricité en Hongrie. La compagnie a commencé ses activités en janvier 2001 dans le cadre d'un "contrat de base" avec MVM. Au départ, MAVIR faisait partie du groupe MVM, mais après l'adoption de la LHE en décembre 2001, le ministère de l'énergie et des transports est devenu propriétaire de MAVIR en décembre 2002. MAVIR a obtenu la licence d'exploitation du système en janvier 2003.

(576) À la suite de l'adoption d'un décret gouvernemental (224) en juillet 2005, MAVIR a été cédée à MVM. La propriété du réseau hongrois de transport d'électricité a été transférée de MVM (la société-mère) à MAVIR.

(577) Étant donné les accords d'achat d'électricité (AAE) à long terme signés par MVM, MAVIR achète l'électricité nécessaire à l'équilibrage du système principalement à MVM.

d. Groupes internationaux

RWE

(578) RWE est active au niveau de la production d'électricité, avec une participation majoritaire dans la centrale au lignite de Mátra (225), de la fourniture d'électricité au détail (segment de service public), avec une participation majoritaire dans deux SRD d'électricité (ELMU et ÉMÁSZ), et de la fourniture en gros et au détail avec le négociant en électricité MÁSZ, une entreprise commune à parts égales entre ELMU et ÉMÁSZ. En 2004, ELMU, ÉMÁSZ et MÁSZ ont réalisé, respectivement, des ventes de [7,5-10] TWh, [2,5-5] TWh et [0-2,5] TWh.

EDF

(579) En Hongrie, EDF est présente par l'intermédiaire de sa filiale BERT, active dans le secteur de la cogénération, et de la SRD d'électricité DÉMÁSZ. BERT possède trois centrales à gaz à cycle combiné de taille moyenne, d'une capacité de production totale de [250-500] MW. La production d'électricité de BERT s'est élevée à [0-2,5] TWh en 2004 et a été entièrement vendue sur le segment de service public.

(580) DÉMÁSZ fournit de l'électricité au segment de service public et a vendu [2,5-5] TWh en 2004. La compagnie a créé une filiale pour le négoce d'électricité baptisée D-Energia. Cette dernière a vendu [0-250] GWh sur le marché ouvert en 2003 et [250-500] GWh en 2004.

Electrabel

(581) Electrabel-Suez est un groupe franco-belge actif sur plusieurs marchés européens du gaz et de l'électricité. Le groupe possède la deuxième plus grande centrale électrique du pays, Dunamenti Eromu (centrale à gaz), d'une capacité totale de [1 500-1 750] MW (226). En 2004, cette centrale a produit [2,5-5] TWh et [...] % de cette production ont été vendus à MVM sur le segment de service public. Electrabel-Suez n'est pas actif sur le marché de la fourniture d'électricité au détail en Hongrie.

ATEL

(582) Le groupe suisse ATEL possède la centrale électrique à gaz de Csepeli. Elle a une capacité de production de [250-500] MW et a produit [0-2,5] TWh en 2004, dont la totalité a été vendue sur le segment de service public. La centrale de Csepeli est la plus récente grande centrale électrique de Hongrie et a débuté ses activités en novembre 2000.

(583) Le groupe est également actif au niveau du détail par l'intermédiaire de deux négociants d'électricité, ATEL Energia Kft. ("ATEL Energia") et Entrade Hungary Kereskedelmi Kft. (227) ("Entrade Hungary"), qui ont vendu, respectivement, [0-2,5] TWh et [0-2,5] TWh sur le segment ouvert du marché en 2004. Ensemble, ces deux sociétés de négoce constituent le principal négociant d'électricité de Hongrie. La centrale de Csepeli n'a de relation commerciale ni avec ATEL Energia ni avec Entrade Kft.

Autres

(584) Les autres grands acteurs du marché de la production d'électricité sont le groupe AES, qui possède la centrale électrique à gaz AES Tisza et la centrale électrique au charbon de Borsod, et le groupe PannonPower Holding Rt. ("PannonPower"), qui possède la centrale électrique à gaz Pannon Hoeromu à Pécs.

(585) Plusieurs négociants d'électricité sont actifs sur les marchés ouverts de l'électricité en Hongrie, les plus importants d'entre eux étant System Consulting (228), Sempra Energy Europe et Energy Financing Team Budapest. Elektra Energia et ETC Hungary ont entamé leurs activités plus récemment et la société de négoce Energy Capital envisage de faire son entrée sur le marché prochainement.

(586) Le tableau ci-dessous donne un aperçu de la position des principaux acteurs du marché de la production (229) et de la fourniture d'électricité au détail en Hongrie.

<emplacement tableau>

(587) Ainsi que l'illustre le tableau ci-dessus, E.ON est le principal acteur des marchés hongrois de la fourniture d'électricité au détail, avec une part de marché supérieure à 40 % en raison de sa position solide sur le segment de service public et en tant que négociant en électricité.

(ii) Production et fourniture d'électricité en gros

(588) MOL est déjà en mesure d'exploiter sa position de contrôle des ressources gazières en Hongrie avant l'opération. Le changement fondamental apporté par l'opération est que la nouvelle entité aura désormais l'incitation à le faire en raison de la création d'une entreprise totalement intégrée verticalement d'un bout à l'autre de la chaîne d'approvisionnement en gaz et en électricité.

(589) La Commission pense que, du fait de l'opération projetée, E.ON aura la capacité et l'incitation nécessaires pour interdire l'accès au gaz à ses concurrents sur le marché de la production d'électricité, en raison de sa position dominante dans la fourniture en gros de gaz aux centrales électriques. E.ON aura également la capacité et l'incitation nécessaires pour exercer une discrimination à l'encontre des centrales électriques à gaz qui ne fournissent pas ses filiales actives sur le marché de la fourniture d'électricité au détail et à conclure des "contrats de prise ferme" avec de nouvelles centrales électriques à gaz.

(590) Compte tenu de ses plans stratégiques destinés à développer de manière significative sa capacité de production d'électricité et de son intérêt économique à trouver de l'électricité à des conditions concurrentielles, E.ON est susceptible de mettre ces stratégies en pratique. Elles aboutiraient à une restriction des nouvelles capacités de production d'électricité par d'autres acteurs du marchés ou par des acteurs indépendants, renforceraient la puissance d'E.ON sur le marché et conduiraient à une hausse des prix de gros de l'électricité.

(591) Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties soutiennent que l'opération proposée n'entraînera pas de changement dans la stratégie de MOL WMT vis-à-vis des centrales électriques et nient l'intérêt économique de l'entité à mettre en œuvre des stratégies d'éviction. Le rapport d'expert présenté par les parties affirme (230) que cela "serait tout aussi probable en l'absence de l'opération projetée, étant donné que les centrales électriques existantes d'E.ON/ERI ne lui donneraient pas une longueur d'avance sur la longue route menant à la monopolisation du marché de l'électricité". La Commission pense, au contraire, que l'opération projetée modifiera sensiblement les motifs d'action de MOL WMT en raison de l'importance stratégique qu'accorde E.ON au développement et à l'acquisition d'une capacité de production supplémentaire en Hongrie et de sa position forte sur les marchés de la fourniture d'électricité au détail.

(592) Les parties insistent également sur les capacités de production actuellement limitées d'E.ON et soutiennent que "E.ON restera un petit acteur [du marché de la production d'électricité] sans puissance significative sur le marché" (231). Toutefois, après l'opération, E.ON occupera une position dominante en amont de la production et de la fourniture en gros d'électricité (fourniture en gros de gaz aux centrales électriques) et occupera une position très forte sur les marchés en aval (fourniture d'électricité au détail). Cette position conférera à E.ON des avantages sans équivalent pour continuer à renforcer sa puissance sur le marché tout au long de la chaîne d'approvisionnement en électricité.

(593) Les considérants suivants commencent par présenter la structure actuelle de la production d'électricité en Hongrie et son évolution probable. Ensuite, la capacité de la nouvelle entité à interdire l'accès au gaz à ses concurrents sur le marché de la production d'électricité sera évaluée et l'importance qu'accorde E.ON au développement de nouvelles capacités de production sera expliquée. Pour terminer, les incitations de la nouvelle entité à mettre en pratique les stratégies mentionnées au considérant 589 seront analysées à la fois dans le cadre réglementaire actuel et futur.

a. La structure de la production d'électricité en Hongrie

(594) Les considérants ci-après décrivent la structure actuelle de la production d'électricité en Hongrie et son évolution probable, sur la base des informations sur les nouvelles centrales électriques et sur le déclassement de centrales recueillies par la Commission dans le cadre de son enquête approfondie. L'importance des centrales électriques à gaz, compte tenu du cadre réglementaire actuel et du développement de nouvelles capacités de production, sera mise en évidence.

Structure actuelle de la production

(595) La capacité totale de production d'électricité en Hongrie est d'environ 8 000 MW en 2005, la charge de pointe du pays ayant été de 6 350 MW en 2004. La production d'électricité en Hongrie se répartit entre l'énergie nucléaire (1 800 MW de capacité installée) et les centrales au lignite, au gaz et au charbon (5 700 MW de capacité installée). Près de 40 % de l'électricité consommée en Hongrie proviennent de la centrale nucléaire de Paksi, les 60 % restants sont essentiellement produits par des centrales électriques utilisant des hydrocarbures (lignite, gaz et charbon) ou sont importés.

(596) En 2005, 19 centrales électriques avaient une capacité de production supérieure à 50 MW:

<emplacement tableau>

Accords d'achat d'électricité (AAE)

(597) La majeure partie de la capacité des grandes centrales électriques est réservée dans le cadre d'AAE à long terme avec MVM. L'enquête a démontré que la capacité totale réservée dans le cadre de ces AAE s'élevait à [4 000-5 000 MW] en 2005, alors que la capacité de production totale du pays est d'environ 8 000 MW. Le tableau ci-dessous énumère les AAE à long terme conclus avec MVM et leur date d'expiration.

<emplacement tableau>

(598) La concurrence sur le marché de la fourniture d'électricité en gros aux négociants est donc limitée aux grandes centrales électriques, dans la mesure de leur capacité non réservée, et aux petites centrales électriques. Les capacités de production réservées dans le cadre de ces AAE à long terme devraient progressivement baisser à mesure que les AAE seront renégociés ou arriveront à échéance. En outre, en principe, aucune nouvelle centrale électrique ne devrait conclure d'AAE à long terme avec MVM et elles joueront donc un rôle important sur le marché de la fourniture d'électricité en gros aux négociants. Le tableau ci-dessous illustre la réduction progressive des AAE.

<emplacement tableau>

Projets de nouvelles centrales électriques

(599) Ainsi que cela a déjà été dit aux considérants 150 et151, selon les estimations, la Hongrie aura besoin de grandes capacités de production d'électricité dans les prochaines années. Une nouvelle capacité de production d'environ 5 000 MW doit être construite d'ici 2020 afin de remplacer les vieilles centrales électriques (234) (3 500 MW) et de répondre à l'augmentation de la demande. Ce chiffre représente environ 60 % de la capacité totale de production actuellement installée en Hongrie. La capacité de production d'électricité devrait donc passer de 8 000 MW à environ 10 500 MW.

(600) L'enquête a révélé que, à compter de décembre 2005, la construction d'une nouvelle capacité de production d'environ [1 00-1 500] MW est prévue d'ici 2010. Il s'agira à la fois de nouvelles centrales électriques et du remplacement ou du développement de la capacité des centrales existantes. Tous ces projets concernent des unités ou des centrales électriques au gaz, qui joueront un rôle important sur le marché de la fourniture de gaz aux négociants, notamment en raison de la place qu'elles occupent sur la courbe d'efficience de la production d'électricité en Hongrie (235). Pour la période 2010-2015, l'enquête a montré qu'une capacité de production supplémentaire de quelque 2 000 MW est envisagée, mais le degré d'incertitude est plus élevé. La majorité des projets concernent des centrales électriques à gaz, comme le montre le diagramme circulaire suivant:

Ventilation de la nouvelle capacité de production par type de combustible (nouveaux projets et extensions de capacité jusqu'en 2015):

(601) Ainsi qu'il ressort de l'enquête, les principaux projets relatifs à la construction de nouvelles grandes centrales électriques en Hongrie seront menés à bien par E.ON. Tous les autres nouveaux projets de centrales électriques considérés comme ayant un degré de certitude suffisant réalisés par d'autres acteurs du marché sont de taille inférieure à ceux d'E.ON.

(602) Selon l'OHE, à ce jour, des permis de construire pour des centrales électriques ont été accordés pour une capacité de production totale de [0-500]* MW. Par ailleurs, l'OHE a reçu des informations informelles sur d'autres projets visant à construire une capacité de production de [1 000-1 500]* MW. Parmi ces nouveaux projets de centrales électriques, E.ON envisage de construire une capacité de [500-1 000]* MW. D'après MAVIR (236), E.ON a l'intention de construire soit une centrale à charbon de 500 MW soit une centrale à gaz de 2 x 400 MW.

(603) E.ON a confirmé qu'elle étudiait actuellement [...]*, mais a indiqué que ces [...]* projets n'en sont qu'à un stade de planification initial et n'ont pas encore reçu toutes les autorisations internes. Des documents internes d'E.ON communiqués à la Commission (237) [...]*. Par ailleurs, alors que MAVIR et un autre acteur du marché mentionnent un projet de centrale électrique de 2 x 400 MW à Gönyu, les documents internes d'E.ON [...]*.

(604) Quant aux autres acteurs du marché, [confidentiel: aperçu des projets de construction de nouvelles centrales électriques des concurrents d'E.ON].

(605) [confidentiel: aperçu des projets de construction de nouvelles centrales électriques des concurrents d'E.ON].

(606) [confidentiel: aperçu des projets de construction de nouvelles centrales électriques des concurrents d'E.ON].

(607) Les tableaux ci-dessous présentent de façon succincte les nouvelles centrales électriques ou les extensions de centrales existantes prévues à l'horizon 2015, d'une capacité supérieure à 50 MW. Seuls les projets qui ont été confirmés par les entreprises concernées sont repris ci-dessous.

<emplacement tableau>

(608) E.ON rénove actuellement sa centrale électrique à turbine à gaz à cycle combiné de 49 MW à Nyíregyháza, qui devrait être opérationnelle en [...]*.

(609) Quant aux autres acteurs du marché, MVM met actuellement en œuvre un programme destiné à rallonger la durée de vie de la centrale nucléaire de Paksi de 10 à 15 ans et à améliorer le rendement des réacteurs (de 430 MW à 460 Mw). Plusieurs vieilles centrales à gaz ou à charbon font aussi l'objet de programmes de modernisation et d'amélioration du rendement.

Potentiel limité pour les centrales électriques autres que les centrales au gaz

(610) Le rapport d'expert présenté par les parties explique que les stratégies de verrouillage du marché du gaz de la nouvelle entité seraient vouées à l'échec (240), car les concurrents pourraient investir dans des centrales électriques ne fonctionnant pas au gaz. Bien que les parties prétendent que les concurrents pourraient s'orienter vers des centrales électriques ne fonctionnant pas au gaz, elles omettent de préciser quel autre combustible les nouvelles centrales utiliseraient et ne fournissent pas d'analyse sur le caractère compétitif de ces autres combustibles.

(611) La Commission renvoie à l'enquête sur les nouveaux projets de centrales électriques existants en Hongrie et sur les déclarations de l'ensemble des grands acteurs du marché de l'électricité quant à la prédominance du gaz en tant que combustible pour les nouvelles centrales. L'enquête a clairement montré que les centrales à gaz constitueraient la majeure partie des nouvelles capacités de production en Hongrie. À titre d'exemple, l'OHE considère que la part des centrales à gaz dans la nouvelle capacité de production pourrait atteindre 60 %.

(612) De fait, cette analyse n'est pas contestée par les parties. Dans un exposé présenté par la division gaz de MOL (241), la forte hausse de la nouvelle capacité de production d'électricité par des centrales à gaz est également citée comme un moteur essentiel de la demande de gaz hongroise: MOL: [...]*

(613) La Commission et les acteurs du marché estiment qu'aucun des autres combustibles (nucléaire, lignite, charbon, hydroélectricité, etc.) n'offre les mêmes avantages que le gaz pour la production d'électricité.

(614) Les centrales nucléaires nécessitent des investissements préalables considérables par rapport à tous les autres types de centrale électrique et l'extension ou la construction d'un nouveau réacteur nucléaire fait l'objet d'études extrêmement longues et fait intervenir des considérations d'ordre politique. Actuellement, rien n'indique qu'un nouveau réacteur nucléaire pourrait être construit et devenir opérationnel avant 2015.

(615) Il n'existe qu'une centrale au lignite en Hongrie, à Mátra, et elle est étroitement liée à l'exploitation de la seule mine de lignite de Hongrie. Bien que le lignite puisse être un combustible rentable pour de nouvelles centrales électriques, [...]*.

(616) La production de charbon est marginale en Hongrie et elle est actuellement en baisse. Cette matière première doit être importée avec des coûts de transport élevés. Par ailleurs, les anciennes centrales électriques au charbon ont le coût de production variable le plus élevé de Hongrie et nécessitent des investissements importants pour répondre aux normes environnementales strictes de la Communauté. Ainsi que l'enquête l'a mis en évidence, la plupart des centrales électriques qui devraient être déclassées d'ici 2015 sont de vieilles centrales au charbon.

(617) Bien que de nouvelles centrales au charbon puissent avoir un rendement supérieur, elles émettent toujours du dioxyde de carbone et requièrent de coûteux permis d'émissions de dioxyde de carbone. Le seul projet de construction d'une centrale au charbon est [...]*.

(618) Une forte hausse des capacités de production à partir d'énergies renouvelables (biomasse, énergie éolienne, énergie solaire, etc.) est attendue en Hongrie en raison des tarifs d'entrée favorables fixés par la réglementation. Cependant, ces nouvelles capacités ne sont généralement pas compétitives et sont subventionnées par ces tarifs élevés. Elles ne devraient pas représenter une part significative de la capacité de production hongroise avant 2015.

Déclassement de centrales électriques

(619) L'enquête réalisée par la Commission a mis en évidence des projets de déclassement de centrales électriques et de réductions de capacité. Il en ressort qu'une capacité de production de quelque [0-500] MW devrait être mise hors service d'ici 2010. Pour la période 2010-2015, une capacité de production supplémentaire de 1 500 MW environ sera définitivement arrêtée. La plupart des centrales électriques qui devraient fermer ou réduire leur capacité sont alimentées au charbon. Quelques-unes des plus anciennes unités à gaz devraient également fermer leurs portes et/ou être remplacées.

<emplacement tableau>

Importance des centrales électriques à gaz

(620) Les centrales électriques à gaz représentent 40 % de la capacité de production totale installée, mais 25 % seulement la production totale d'électricité en Hongrie (242). Les grandes centrales électriques à gaz sont alimentées soit par MOL WMT directement, au travers du réseau de transport de gaz, soit par les SRD, via leur réseau de distribution de gaz. La consommation totale de gaz des centrales à gaz s'élevaient à quelque [3-3,5] mmc en 2004.

<emplacement tableau>

(621) D'après les parties, une centrale électrique à turbine à gaz à cycle combiné ayant un facteur d'efficacité thermique de 56 % produit environ 3,5 TWh d'électricité par an, pour une consommation annuelle de gaz d'environ 600 millions m3, sur la base d'un facteur de charge de 80 % (244). En conséquence, la consommation de gaz des nouvelles centrales électriques au gaz prévue jusqu'en 2010 pourrait être de l'ordre de [1-2] mmc, selon leur efficacité et leur facteur de charge.

(622) Ainsi qu'il ressort de l'enquête, les centrales électriques à gaz jouent un rôle capital dans le fonctionnement des marchés de l'électricité, dans la mesure où elles fournissent généralement l'énergie d'équilibrage et fixent les prix de gros de l'électricité, en raison de leur place dans le classement des centrales national. C'est également vrai en Hongrie.

(623) Premièrement, en raison de leurs caractéristiques techniques et de leur profil de charge, les centrales à gaz jouent un rôle essentiel dans la fourniture de l'électricité d'équilibrage en Hongrie (essentiellement les centrales d'Electrabel, d'AES et d'ATEL). La raison en est que la Hongrie ne produit pratiquement pas d'hydroélectricité et que tout l'équilibrage du système doit venir des centrales à gaz ou à charbon.

(624) Deuxièmement, les centrales électriques à gaz se situent à [...]* du classement des centrales en Hongrie, derrière les centrales nucléaires et [...]*. En d'autres termes, elles sont en partie utilisées pour la charge de base et pour les pics de charge et répondent aux fluctuations de la demande totale. Dans les pays où il existe un marché organisé avec un jour d'avance (245) (ou une structure en pool), ce sont les centrales à gaz qui déterminent les prix de l'électricité, puisqu'elles équilibrent l'offre et la demande. Tout changement dans les coûts des centrales électriques à gaz, comme une hausse du prix du gaz, a donc un impact sur le prix de toute l'électricité vendue sur le marché organisé.

b. La structure des importations d'électricité en Hongrie

Importations d'électricité actuelles

(625) Ce sont essentiellement les négociants en électricité qui importent à des fins de transit ou pour approvisionner les moyens et gros clients en Hongrie (246). MVM, le grossiste de service public, représentait 35 % des importations d'électricité en 2003, tandis que E.ON se classait deuxième, devant d'autre négociants en électricité, avec [10-20]* % des importations. Conformément aux règles relatives à l'attribution de capacité d'interconnexion, il n'est pas possible de connaître le pays d'origine de l'électricité importée (seul le point d'entrée transfrontalier est connu) et l'on ignore également si les acteurs du marché importent de l'électricité pour leurs besoins propres ou pour la revente.

Évolution des importations d'électricité

(626) Une étude approfondie et récente de l'évolution des importations d'électricité en Hongrie a été réalisée par MAVIR en 2005 (247). Selon les résultats de cette étude, les importations hongroises d'électricité devraient baisser au cours des dix prochaines années par rapport à leur niveau actuel, tandis que la demande totale d'électricité continuera à augmenter en Hongrie. La part des importations d'électricité dans la demande totale d'électricité baisserait donc, tandis que la part de la production domestique s'orienterait à la hausse.

(627) L'étude de MAVIR suit une approche en deux temps. Dans un premier temps, elle définit les pays qui peuvent exporter de l'électricité vers la Hongrie et, dans un second temps, elle analyse l'évolution de la production d'électricité de chacun de ces pays.

(628) À la suite de cette étude, MAVIR estime que l'excédent actuel de capacités de production d'électricité dans les pays qui peuvent exporter vers la Hongrie vont progressivement se réduire jusqu'en 2010. En conséquence, les importations nettes d'électricité de la Hongrie vont certainement baisser de leur niveau actuel de 1 200 à 1 300 MW à environ 700 ou 800 MW (pic journalier). Le diagramme ci-dessous montre clairement que, même avec le scénario le plus optimiste, les importations hongroises nettes d'électricité diminueront entre 2010 et 2020.

Flux nets d'importation d'électricité et prévisions pour 2005, 2010 et 2020 par pays d'origine:

c. La nouvelle entité sera en mesure d'interdire l'accès au gaz aux centrales électriques à gaz concurrentes

(629) Avant la concentration, MOL WMT occupe une position dominante sur le marché de la fourniture de gaz aux grandes centrales électriques. La Commission considère dès lors que, après l'opération de concentration, la nouvelle entité sera en mesure de déterminer les conditions d'approvisionnement en gaz des centrales électriques de ses concurrents (prix, règles de désignations de flux, pénalités de prise ferme, interruptibilité, etc.) et d'exercer diverses sortes de discrimination à l'encontre des producteurs d'électricité.

(630) Avant l'opération, ainsi que la Commission l'a démontré à la section A ci-dessus, MOL WMT occupe une position dominante sur le marché de la fourniture de gaz aux grandes centrales électriques, avec une part de marché de près de 70 %. En outre, les grandes centrales électriques connectées à un réseau de distribution ne peuvent être approvisionnées que par les SRD sur le segment réglementé du marché (puisque MOL WMT ne peut approvisionner que des clients directement connectés au réseau de transport sur le segment réglementé du marché). Les SRD, quant à elles, sont obligées d'acheter le gaz nécessaire à leurs activités de service public auprès de MOL WMT. Aucun négociant n'est actif sur ce marché, comme le montre le tableau ci-dessous:

<emplacement tableau>

(631) L'enquête a également confirmé l'absence, actuellement et aussi, selon les prévisions, à l'avenir, d'autres sources d'approvisionnement pour les centrales électriques. Aucun autre fournisseur de gaz (à l'exception des SRD gazières, qui dépendent de MOL WMT pour leur approvisionnement en gaz) n'est en mesure d'approvisionner les grandes centrales électriques en raison de leur consommation importante et de leurs exigences en matière de flexibilité (248) et de sécurité d'approvisionnement.

(632) L'enquête a montré que la nouvelle entité pourrait exercer une discrimination à l'égard des centrales électriques: (i) en modifiant les conditions de livraison du gaz, même sans devoir changer les contrats de fourniture de gaz; (ii) en augmentant les prix du gaz en juillet 2007; (iii) en modifiant les conditions de livraison du gaz dans le cadre d'une renégociation des prix en 2007; (iv) en altérant les conditions de fourniture du gaz et les prix à l'échéance des contrats de fourniture et/ou (v) en n'offrant pas des conditions de fourniture de gaz et des prix plus favorables sur le segment ouvert du marché.

(633) En tant que fournisseur direct des centrales électriques à gaz alimentées par le réseau de transport du gaz, MOL WMT a conclu des accords de fourniture à long terme avec ces centrales électriques. Ces contrats sont généralement des contrats de longue durée (20 ans, par exemple), qui ont été conclus lors de la construction de la centrale. Par conséquent, la nouvelle entité ne pourra pas modifier unilatéralement les conditions contractuelles juste après la concentration.

(634) En ce qui concerne les prix, pour l'instant, ces contrats de fourniture sont des contrats de service public soumis à des prix réglementés, fixés par des décrets gouvernementaux. MOL WMT n'est donc pas en mesure d'augmenter les prix dans le cadre de ces contrats. Toutefois, à compter du 1er juillet 2007, les prix du gaz devraient être déréglementés pour tous les clients non résidentiels. En d'autres termes, les prix des contrats de fourniture de service public devront être renégociés par la nouvelle entité et les centrales électriques. Étant donné l'absence de tout autre fournisseur et compte tenu du stade précoce de développement de la concurrence sur le marché de la fourniture de gaz aux centrales électriques, la nouvelle entité sera donc en mesure d'augmenter les prix du gaz aux centrales électriques qu'elle approvisionne directement en 2007.

(635) Ce risque de hausse des prix a été mis en évidence par l'enquête. Un tiers a notamment déclaré ceci:

"Bien que nous ayons un accord de fourniture de gaz à long terme avec MOL WMT, le prix n'est pas fixé dans le contrat, qui contient en revanche une référence aux prix des services publics visés dans la réglementation applicable. En 2007, lorsque le marché sera complètement libéralisé, les grands clients seront probablement contraints de passer sur le marché libre et ils devront engager des négociations sérieuses sur les prix avec leur fournisseur de gaz (la référence aux prix de service public dans le contrat de fourniture de gaz à long terme ne sera plus pertinente dès que le marché sera totalement libéralisé)."

(636) Les prix actuels du gaz payés par les centrales électriques peuvent aussi être renégociés dans une certaine mesure chaque année. Comme l'expliquait un tiers, les prix du gaz ne couvrent pas toujours tout le volume de gaz dont ont vraiment besoin les centrales électriques, ce qui laisse une place à la négociation:

"Bien que les centrales électriques aient conclu des contrats à long terme avec MOL, ceux-ci ne couvrent que des quantités minimales et un nouveau contrat est signé chaque année pour couvrir les besoins de l'année suivante, dans lequel les prix sont renégociés chaque fois."

(637) En ce qui concerne les autres conditions de fourniture, aucune modification contractuelle unilatérale n'est en principe possible avant l'échéance du contrat. Cependant, après la concentration, la nouvelle entité pourrait influencer les conditions de fourniture du gaz d'au moins trois façons.

(638) Premièrement, la nouvelle entité pourrait modifier les conditions de fourniture du gaz aux centrales électriques qu'elle approvisionne directement, sans modifier les conditions contractuelles de fourniture. Ainsi que cela a été expliqué dans la section consacrée au secteur gazier, le fournisseur de gaz peut modifier les conditions de fourniture du gaz aux centrales électriques de plusieurs manières. La plupart des acteurs du marché confirment que la nouvelle entité est en mesure d'influer sur un grand nombre des paramètres de la fourniture en vue d'exercer une discrimination à l'égard des centrales électriques:

"E.ON peut non seulement influencer les prix, mais aussi les diverses conditions auxquelles les centrales achètent leur gaz en termes d'achats minimums et maximums, d'équilibrage, de désignation, de coût de planification de ces désignations (qui revêtent une grande importance pour les centrales électriques "d'équilibrage").

"E.ON/MOL peut pratiquer une discrimination à l'égard de ses concurrents non seulement par les prix, mais aussi en interrompant l'approvisionnement des centrales électriques les plus concurrentielles (même si les contrats avec les centrales électriques d'E.ON et avec les centrales concurrentes stipulent officiellement la même quantité de livraisons fermes et interruptibles), les contraignant ainsi à recourir à d'autres combustibles, ce qui fera monter leurs coûts. Ce comportement ne peut être réglementé.

"E.ON possède de nombreux moyens de pratiquer une discrimination entre ses clients, non seulement en ce qui concerne les prix, mais aussi au niveau d'autres conditions de fourniture importantes, comme les désignations, les pénalités pour infractions à ces désignations, les limites de prise ferme, l'interruption de l'approvisionnement en gaz, etc.

"La fourniture de gaz aux centrales électriques peut également être influencée (légalement et dans le respect des conditions contractuelles existantes) de façon à défendre les intérêts d'E.ON sur le marché énergétique et d'une manière susceptible de porter préjudice aux intérêts des acteurs du marché autres que E.ON."

(639) Pour donner un exemple concret (porté à l'attention de la Commission par un producteur d'électricité au cours de l'enquête), dans l'hypothèse où la nouvelle entité serait autorisée par contrat à interrompre la fourniture de gaz aux centrales électriques à gaz, elle aurait la possibilité de choisir arbitrairement la centrale électrique dont elle interromprait l'approvisionnement et augmenterait ainsi les coûts d'exploitation.

(640) Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties affirment que "les éventuelles interruptions d'approvisionnement de ses clients par MOL WMT seraient limitées, voire sanctionnées par l'opérateur du réseau de transport" (249). Comme l'enquête l'a montré, la Commission souligne que MOL WMT est en mesure d'interdire l'accès au gaz aux centrales électriques à gaz selon les différentes méthodes exposées plus haut aux considérants 630 à 637, en particulier en ce qui concerne la fourniture de gaz interruptible aux centrales électriques.

(641) Il convient de faire observer qu'un tel comportement (modification des conditions de fourniture du gaz) ne coûterait pas cher à la nouvelle entité, puisqu'il n'aboutirait pas à une baisse de ses ventes de gaz. Étant donné qu'il ne se traduirait pas par une hausse contractuelle des prix du gaz, il aurait seulement pour résultat des coûts de production supérieurs, et donc des marges inférieures, pour les producteurs d'électricité affectés, puisque leurs prix de vente de l'électricité sont fixés dans les AAE.

(642) Deuxièmement, la nouvelle entité pourrait renégocier tout ou partie des conditions de fourniture en 2007, en même temps que les prix du gaz, avec les centrales électriques. Les règles relatives à la fixation des consommations annuelles, mensuelles et journalières de gaz, leur ajustement et les sanctions en cas d'écart par rapport aux quantités fixées jouent également un rôle important dans le contrat de fourniture de gaz d'une centrale électrique et elles sont relativement complexes. La nouvelle entité aurait donc la possibilité de peser sur différents paramètres afin de réduire la compétitivité des centrales électriques à gaz concurrentes: marge de tolérance annuelle et mensuelle minimum et maximum; pourcentage maximum de la quantité annuelle de gaz qui peut faire l'objet d'une désignation pendant un mois; dates pour la fixation de ces désignations de gaz; sanctions en cas de sous-utilisation ou de sur-utilisation; règles de facturation et de paiement; planification des opérations de maintenance; quantités de gaz interruptible et non interruptible; etc. La nouvelle entité pourrait, par exemple, imposer des pénalités plus fortes en cas de non-respect des désignations journalières des centrales électriques ou des fourchettes de tolérance plus faibles pour les désignations journalières.

(643) Enfin, une autre manière d'exercer une discrimination à l'égard des centrales électriques consisterait à proposer des contrats de fourniture de gaz plus favorables sur le segment ouvert du marché à certaines centrales à gaz. Puisque les grandes centrales électriques sont déjà des clients éligibles (bien qu'aucune d'entre elles n'ait changé de fournisseur jusqu'à présent), elles pourraient le faire et faire appel à la nouvelle entité comme négociant en gaz sur le segment ouvert du marché. Une fois encore, en raison de l'absence de concurrence sur le segment ouvert du marché, les centrales électriques ne seraient pas en mesure de choisir un autre acteur sur ce segment.

(644) La capacité de la nouvelle entité à pratiquer une discrimination à l'égard des autres centrales électriques qu'elle ne fournit pas directement est plus limitée avant 2007. Si E.ON ne sera pas en mesure de modifier les conditions de fourniture du gaz à ces centrales, elle pourra néanmoins exercer une discrimination entre elles en ne leur proposant pas des conditions de fourniture de gaz et des prix plus favorables sur le segment ouvert du marché. E.ON pourrait, par exemple, offrir des conditions de fourniture de gaz plus (ou moins) avantageuses à certaines centrales électriques à gaz en fonction de leurs relations commerciales (ou de l'absence de relations commerciales) avec les filiales de vente d'électricité au détail d'E.ON (250).

d. E.ON envisage de développer sensiblement ses capacités de production d'électricité en Hongrie

(645) Le changement essentiel provoqué par la concentration est que, contrairement à MOL, E.ON est très présente sur le marché de la fourniture d'électricité au détail en Hongrie et a donc un intérêt stratégique à développer de nouvelles capacités de production d'électricité.

(646) L'enquête de la Commission a établi que la stratégie d'E.ON consiste à développer sa capacité de production d'électricité afin d'équilibrer sa forte position actuelle sur le marché du détail. Cet élément est crucial, étant donné qu'il constitue le changement essentiel provoqué par l'opération projetée dans le secteur de l'électricité et qu'il modifie les divers motifs d'action de MOL WMT par rapport aux centrales électriques à gaz actuelles et futures.

(647) Ainsi que cela a été expliqué aux considérant 150, 151 et 159, en raison de la croissance de la consommation domestique et de la fermeture des vieilles centrales électriques, une partie substantielle de la capacité de production hongroise d'électricité devra être renouvelée au cours des prochaines années. Ce besoin national de capacités de production supplémentaires offre aux acteurs du marché l'occasion d'accroître sensiblement leur capacité de production en Hongrie.

(648) E.ON est fortement axée sur les marchés de l'électricité au niveau européen et, en particulier, en Europe centrale.

E.ON (251): [...]*

E.ON (252): [...]*

(649) En Hongrie, la capacité actuelle de production d'E.ON est limitée, mais l'entreprise est le principal acteur du marché au niveau de la fourniture en gros et au détail. Selon l'enquête, la capacité de production actuellement limitée d'E.ON en Hongrie va se développer de manière significative au cours des prochaines années. Des documents internes d'E.ON [...]* (253).

E.ON (254): [...]*

(650) L'enquête de la Commission, qui s'appuie sur des données fournies par MAVIR, l'OHE et tous les grands acteurs du marché, a montré que E.ON était le seul groupe envisageant de construire de nouvelles grandes centrales électriques en Hongrie au cours des cinq prochaines années.

(651) Sur la base des informations dont dispose la Commission, bien que les projets d'E.ON en soient encore à un stade préliminaire, la probabilité que les centrales électriques voient réellement le jour est très élevée. E.ON a déjà acheté deux sites pour y implanter de nouvelles centrales ([...]*) et les projets ont fait l'objet de discussions approfondies au sein du groupe. Bien que les projets de nouvelles centrales nécessitent beaucoup de temps avant la mise en service, la part d'E.ON dans la production totale et dans la production par les centrales à gaz augmentera vers [...]*:

Au sujet du projet de [...]*(255): [...]*

(652) Les nouvelles centrales électriques joueront un rôle décisif sur les marchés hongrois de l'électricité, car elles ne seront pas tenues de vendre le gros de leur production à MVM dans le cadre d'AAE à long terme. En d'autres termes, la part que E.ON va acquérir dans la capacité de production disponible pour la vente en gros d'électricité aux négociants sera beaucoup plus importante que sa part dans la capacité totale de production nationale.

(653) Enfin, du fait de sa présence au niveau du détail dans les pays voisins, E.ON pourrait chercher à importer de l'électricité à des conditions concurrentielles en Hongrie. De plus, étant donné sa solidité financière et l'accent mis sur les marchés énergétiques d'Europe orientale, E.ON devrait encore consolider sa position. Bien que la Commission reconnaisse l'absence apparente de relation entre les entreprises détenues par E.ON en Europe orientale pour l'instant, la position d'E.ON en tant que grande entreprise verticalement intégrée dans le secteur de l'énergie dans plusieurs pays voisins de la Hongrie donne au groupe des atouts supplémentaires en Hongrie.

(654) En conclusion, grâce à ses nouvelles centrales électriques et à son rôle dans les importations d'électricité, E.ON aura un rôle crucial à jouer sur le segment ouvert du marché de fourniture en gros d'électricité en Hongrie, étant donné qu'elle possédera une nouvelle centrale électrique à gaz compétitive susceptible de fournir de l'électricité en gros aux négociants (à l'inverse d'autres producteurs dont la capacité est réservée par les AAE) et sera en mesure de jouer un rôle majeur dans les importations d'électricité en raison de sa présence dans les pays voisins. Grâce à la combinaison de ces diverses forces, E.ON devrait devenir, même avant l'opération projetée, l'un des principaux acteurs du marché de la fourniture d'électricité en gros aux négociants en Hongrie.

e. La nouvelle entité sera incitée à interdire à ses concurrents l'accès à la production ou à la vente en gros d'électricité

(655) Selon l'analyse de la Commission, il est probable que la nouvelle entité adoptera deux types de stratégies d'éviction pour renforcer sa position à la fois dans la production et la fourniture en gros d'électricité et dans la fourniture au détail d'électricité en Hongrie. La nouvelle entité a un intérêt économique important à appliquer ces stratégies d'éviction à l'égard des centrales électriques à gaz, nouvelles ou existantes, immédiatement après l'opération, de manière simultanée ou alternative.

(656) S'agissant des nouvelles centrales électriques, la nouvelle entité fera probablement monter le coût total du gaz pour les nouvelles centrales électriques à gaz de ses concurrents, immédiatement après l'opération, dans le but de les dissuader de construire de nouvelles centrales à gaz et de favoriser ses propres projets de nouvelles centrales (256). Cette stratégie serait attrayante pour E.ON en raison de son intérêt marqué à développer considérablement sa capacité de production d'électricité en Hongrie.

(657) La nouvelle entité pourra également, immédiatement après la concentration, exercer une discrimination à l'égard des nouvelles centrales électriques à gaz qui ne fournissent pas d'électricité à ses filiales en aval sur le marché de la vente au détail d'électricité. Cette stratégie se justifierait économiquement, car elle donnerait à la nouvelle entité un certain contrôle sur le marché de la fourniture d'électricité en gros aux négociants et un avantage concurrentiel supplémentaire sur tous les marchés de détail. La capacité et l'incitation de la nouvelle entité à appliquer cette stratégie augmenteraient à mesure que la portée des AAE se réduira.

(658) La concentration risque donc de limiter le développement de nouvelles capacités de production d'électricité en Hongrie et d'entraver de manière significative une concurrence effective sur le marché de la fourniture d'électricité en gros aux négociants. La Commission souligne ci-après que cet effet se matérialisera juste après l'opération et s'accentuera au fil du temps.

(659) Les considérants suivants décrivent les incitations de la nouvelle entité à appliquer ces stratégies d'éviction et analysent la probabilité et la combinaison possible de ces stratégies dans le cadre de la réglementation actuelle.

Verrouillage de l'accès au gaz

(660) La nouvelle entité pourrait d'abord augmenter ou menacer d'augmenter le coût total de l'approvisionnement en gaz pour les nouvelles centrales électriques à gaz de ses concurrents, en recourant aux diverses méthodes décrites plus haut, au point c). L'objectif de cette stratégie de verrouillage du marché consisterait à dissuader les concurrents d'E.ON en Hongrie de construire de nouvelles centrales électriques à gaz.

(661) Afin de favoriser ses propres projets de construction de nouvelles centrales électriques à gaz, E.ON proposerait des conditions de fourniture de gaz moins favorables à ses concurrents envisageant de construire de nouvelles centrales à gaz qu'à ses propres centrales. Compte tenu du risque de verrouillage de l'accès au gaz, les concurrents d'E.ON qui envisagent d'investir dans de nouvelles centrales électriques à gaz (qui représentent la majeure partie des nouvelles capacités de production d'électricité) abandonneraient ou retarderaient très probablement leurs projets. Cette stratégie aboutirait à une réduction ou à un ralentissement des nouveaux projets de développement de la capacité de production par rapport à une situation dans laquelle les concurrents d'E.ON auraient également investi dans de nouvelles centrales électriques, et elle renforcerait donc la position d'E.ON en tant qu'investisseur majeur dans la nouvelle capacité de production en Hongrie.

(662) La nouvelle entité ne devrait même pas réellement mettre cette stratégie en pratique, puisque la simple possibilité qu'elle le fasse après la concentration suffit à produire un effet dissuasif sur les concurrents d'E.ON.

(663) Lorsqu'elles envisagent de réaliser des investissements importants, les entreprises privées évaluent le rapport rendement de l'investissement/risque et elles ont besoin d'un certain niveau de rendement de l'investissement, assorti de risques limités. Ces exigences sont d'autant plus strictes (et difficiles à évaluer) lorsque le rendement de l'investissement doit se faire sur une longue période, comme c'est le cas pour les projets de centrales électriques. Le simple fait que E.ON sera tout à la fois le seul fournisseur important de gaz et un acteur majeur des marchés de l'électricité suffit donc à nuire au rapport rendement / risque (en augmentant le niveau de risque du projet) et, partant, à limiter les investissements des concurrents d'E.ON dans de nouvelles centrales électriques.

(664) Le coût de l'approvisionnement en gaz représente environ 60 à 70 % du coût d'exploitation des centrales électriques à gaz et a donc un impact majeur sur leur rentabilité. Les documents internes d'E.ON concernant la centrale thermique de Nyíregyháza (257) confirment que [...]*. E.ON estime que le projet de modernisation de la centrale électrique a un taux de rentabilité interne de [5-10]* %, qui baisserait de [0-5]* % dans le cas d'une hausse hypothétique de [5-15]* % du prix du gaz. La sensibilité du taux de rentabilité interne d'une centrale électrique à gaz aux fluctuations du prix du gaz est naturellement supérieure si la centrale ne produit pas de chaleur.

(665) Les concurrents d'E.ON qui envisagent d'investir dans de nouvelles centrales électriques à gaz calculent également le taux de rentabilité interne de leurs projets, qui peut être influencé dans une large mesure par la politique de fourniture de gaz d'E.ON. Au vu de ces éléments, le rapport rendement de l'investissement / risque des projets de nouvelles centrales électriques à gaz risque de tomber en dessous du seuil requis par les nouveaux producteurs d'électricité pour investir de nouvelles capacités de production.

(666) Tous les concurrents potentiellement concernés se sont déclarés gravement préoccupés par l'opération. Certains d'entre eux sont déjà des concurrents d'E.ON au niveau de la fourniture d'électricité au détail. Voici quelques exemples des craintes exprimées par ces tiers:

"Ayant accès au gaz et aux capacités de production, E.ON aura un avantage concurrentiel sur les autres entreprises productrices d'électricité. La concentration pourrait donc aboutir à une discrimination à l'égard des concurrents sur le marché hongrois de l'électricité et pourrait, en fin de compte, poser de graves problèmes d'investissement; (...) Nous craignons fortement que les parties n'acquièrent un avantage concurrentiel considérable par rapport à nos plans d'investissement dans la production d'électricité."

"Nous ne sommes pas certains des prix du gaz que E.ON proposera à ses concurrents et cela représente un risque potentiel pour les projets de nouvelles centrales électriques. En conséquence, l'opération suscite de graves incertitudes pour les autres acteurs du marché et les dissuade d'investir dans de nouveaux projets de centrales électriques à gaz."

"Étant donné que nous ne voyons pas de nouveau projet d'interconnexion à moyen terme, au plan local, il n'y aura pas d'investissements dans des centrales électriques, car aucun investisseur privé ne prendra le risque de se trouver en aval du monopole gazier d'E.ON qui, dans le même temps, est son concurrent dans le secteur de l'électricité. À moyen terme, cela fera grimper le prix de l'électricité."

(667) Se fondant sur ses connaissances du secteur énergétique et sur ses contacts avec les acteurs du marché de l'électricité, l'appréciation de la situation par l'OHE confirme ces craintes (258):

"Il est possible que si E.ON domine le côté de l'offre dans le secteur du gaz naturel, les investisseurs abandonneront l'idée de construire de nouvelles centrales électriques alimentées au gaz naturel, quelle que soit la structure de l'actionnariat (...). Si les investisseurs s'abstiennent de créer de nouvelles capacités de production - comme ils l'ont déjà indiqué -, E.ON pourrait apparaître comme un investisseur dominant dans les centrales électriques."

(668) L'OHE a également déclaré à la Commission que "plusieurs investisseurs hésitent à construire de nouvelles centrales électriques à gaz" (259).

(669) L'effet dissuasif sur la construction de nouvelles capacités de production par des centrales à gaz aurait un impact considérable sur le développement d'une nouvelle capacité de production d'électricité en Hongrie. Pour rappel, selon l'enquête de la Commission, une capacité de production par des centrales à gaz de quelque [1 000-1 500] MW devrait être créée ou renouvelée d'ici 2010 par plusieurs acteurs du marché, ce qui représente la plupart des projets de nouvelles centrales électriques en Hongrie. Au vu des craintes exprimées par plusieurs acteurs du marché et de sa propre évaluation, la Commission considère que l'opération proposée fait peser une menace importante sur ces projets. En outre, ainsi qu'il a été dit ci-dessus (260), les autres combustibles sont moins compétitifs que le gaz pour les nouvelles centrales électriques qui doivent être construites en Hongrie, et les producteurs d'électricité ne seront donc pas en mesure de construire des centrales électriques autres que des centrales au gaz afin de contrer la stratégie de verrouillage de l'accès au gaz de la nouvelle entité.

(670) Dans leur réponse à la communication des griefs et dans le rapport d'expert qui l'accompagne, les parties soutiennent toutefois que la nouvelle entité n'a pas intérêt à entraver le développement de nouvelles centrales électriques à gaz et a plutôt intérêt, en revanche, à soutenir leur développement, afin d'augmenter ses ventes de gaz (261).

(671) La Commission admet que la nouvelle entité, en sa qualité de fournisseur de gaz, a un intérêt manifeste à augmenter ses ventes de gaz à long terme. Dissuader des investissements dans de nouvelles capacités de production d'électricité aura donc un coût pour la nouvelle entité, si cela aboutit à un nombre inférieur de nouvelles centrales électriques à gaz en Hongrie. La Commission est toutefois d'avis qu'il est probable que la nouvelle entité supportera ce coût au vu du bénéfice supplémentaire considérable que cette stratégie lui apporterait sur les marchés de la fourniture d'électricité en gros et au détail, où cette stratégie renforcerait sensiblement sa position sur le marché. La nouvelle entité reverrait et développerait, en tout état de cause, ses propres projets de nouvelles centrales électriques afin de remplacer en partie les projets abandonnés par ses concurrents.

(672) Enfin, la stratégie d'éviction peut être combinée à une stratégie de "contrats de prise ferme", par laquelle la nouvelle entité ne limiterait que partiellement le développement d'une nouvelle capacité de production par ses concurrents, mais ne fournirait du gaz à des conditions concurrentielles qu'aux centrales électriques qui vendent leur électricité à ses filiales sur le marché du détail. Cette approche limiterait effectivement "les ventes de gaz perdues" de la nouvelle entité aux futures centrales électriques à gaz. Elle lui permettrait également d'accroître sa participation dans les projets de nouvelles centrales électriques, de limiter la puissance sur le marché des centrales électriques à gaz de ses concurrents et garantirait l'approvisionnement en électricité à des conditions concurrentielles aux filiales de la nouvelle entité sur le marché de la fourniture d'électricité au détail.

Contrats de prise ferme

(673) Au cours de l'enquête, plusieurs acteurs du marché se sont inquiétés que E.ON puisse offrir des conditions concurrentielles de fourniture du gaz uniquement aux centrales électriques qui vendraient de l'électricité aux prestataires de service universel et aux négociants en électricité d'E.ON (les centrales électriques "amies"):

Enpol2000 (262): "L'opération produira des effets sur les marchés de l'électricité, même si E.ON est peu présente dans le secteur de la production, puisqu'elle peut lier ses contrats de fourniture de gaz à ses contrats d'achat d'électricité."

D'autres tiers ont exprimé des craintes similaires, comme le montrent les déclarations suivantes: "L'une des principales menaces que fait peser la concentration est que E.ON accordera des contrats de fourniture de gaz avantageux à ses propres centrales électriques ou aux centrales qui n'ont pas de liens avec une entreprise active sur le marché de la fourniture de gaz."

"Bien que E.ON ne possède pas elle-même de grandes capacités de production d'électricité, elle pourrait accorder des conditions de fourniture de gaz naturel plus favorables aux centrales qui approvisionnent E.ON et ses filiales en électricité et exercer une discrimination à l'encontre des centrales qui fournissent des négociants autres que E.ON."

"À la suite de la concentration, E.ON aura la possibilité de s'accorder un traitement de faveur en tant que négociant sur le marché de gros de l'électricité et de favoriser ses SRD sur le marché de la fourniture d'électricité au détail. Ensuite, E.ON/MOL pourrait vendre du gaz à des conditions plus favorables aux producteurs d'électricité pour autant qu'ils fournissent ses SRD à de meilleurs prix (et aurait ainsi un avantage sur ses concurrents)."

(674) La Commission est d'avis que la nouvelle entité aura un intérêt économique à adopter ce comportement discriminatoire juste après l'opération (et qu'il est donc probable qu'elle l'adopte). Cette stratégie pourrait s'appliquer aux nouvelles centrales à gaz de différentes manières: (i) par un accord tacite entre la nouvelle entité et les producteurs d'électricité; (ii) par un lien explicite entre les contrats de fourniture de gaz et ceux d'achat d'électricité et (iii) par un "accord de prise ferme" en vertu duquel la transformation de gaz en électricité est simplement "sous-traitée" par la nouvelle entité.

(675) Les objectifs de cette stratégie d'éviction à l'égard des nouvelles centrales électriques seraient doubles: (i) acquérir un contrôle étendu sur le développement des nouvelles capacités de production d'électricité et (ii) garantir un approvisionnement en électricité à des conditions concurrentielles aux filiales de la nouvelle entité actives sur le marché de la vente d'électricité au détail. La nouvelle entité chercherait aussi à éviter le coût des pertes de ventes de gaz aux nouvelles centrales électriques à gaz, étant donné que la réduction de la nouvelle capacité totale de production serait plus limitée que dans le scénario d'éviction précédent. Cette stratégie offrirait, en outre, davantage de flexibilité à E.ON en ce qui concerne le niveau de ses propres investissements dans de nouvelles capacités de production et le risque lié à l'investissement serait dans une certaine mesure partagé avec les autres producteurs d'électricité. E.ON pourrait donc décider de la quantité de capacité de production nouvelle qu'elle veut construire en Hongrie et signer des contrats de prises fermes pour une augmentation supplémentaire de la capacité de production.

(676) La nouvelle entité a le choix entre plusieurs formes de contrats pour atteindre cet objectif. La première solution consisterait à garder tacite et à ne pas faire figurer dans les deux contrats de fourniture le lien entre les conditions de fourniture du gaz et celles de l'achat d'électricité (qui constitueraient de toute façon un secret d'affaires). La deuxième solution serait de lier les deux contrats de fourniture et de mentionner dans le contrat de fourniture d'électricité le prix du gaz fixé dans le contrat de fourniture de gaz ou d'autres conditions de fourniture contenues dans celui-ci. Enfin, une troisième solution consisterait à ce que la nouvelle entité puisse présenter cela comme une externalisation du processus de production d'électricité dans ses activités intégrées tout au long de la chaîne de fourniture du gaz. La centrale électrique du concurrent serait approvisionnée en gaz et vendrait de l'électricité à des conditions définies par la nouvelle entité moyennant un tarif calculé sur la base de la capacité réservée ou de la quantité produite. Étant donné le large éventail de modalités contractuelles envisageables, la Commission estime que la nouvelle entité serait en mesure de choisir la manière la plus avantageuse et, en particulier, la procédure la moins susceptible de donner lieu à des plaintes ou à des difficultés juridiques.

(677) Les parties contestent la capacité de la nouvelle entité à mettre en pratique ces deux stratégies d'éviction. Elles allèguent tout d'abord que les concurrents qui envisagent de construire de nouvelles centrales électriques s'adresseraient à d'autres fournisseurs de gaz s'ils devaient se heurter à des stratégies d'éviction de la nouvelle entité. Le rapport d'expert présenté par les parties affirme également que Gazprom pourrait vendre directement du gaz aux concurrents d'E.ON sur le marché de la production d'électricité (263).

(678) La Commission renvoie à son appréciation du contrôle de la nouvelle entité sur toutes les ressources gazières disponibles en Hongrie et à sa position dominante actuelle sur le marché de la fourniture de gaz aux centrales électriques, qui contredit clairement les arguments avancés par les parties. Tous les grands acteurs du marché de la production électrique ont fait état, devant la Commission, de leur incapacité à trouver d'autres fournisseurs de gaz que MOL WMT. Pour rappel, à compter de décembre 2005, les seuls fournisseurs de gaz aux centrales électriques sont MOL WMT (part de marché supérieure à 65 %) et les SRD gazières qui s'approvisionnent en gaz auprès de la première. Ni EMFESZ ni CENTREX (ni aucun autre négociant) ne fournissent du gaz aux centrales électriques en Hongrie.

(679) En ce qui concerne Gazprom, la Commission relève qu'elle ne s'est jamais occupée de fourniture directe de gaz aux centrales électriques (pas plus que d'autres activités de fourniture de gaz), en concurrence avec ses clients grossistes en gaz. Bien que Gazprom ait déjà exprimé publiquement son intérêt à opérer sur les marchés hongrois de la fourniture de gaz, elle ne devrait pas entrer elle-même sur le marché, mais passer par la prise de participation dans des entreprises ou des actifs existants.

(680) Les parties prétendent également que la manipulation des fournitures de gaz serait aisément détectée par le régulateur (264) et que la nouvelle entité ne serait donc pas incitée à appliquer une telle stratégie. La Commission ne souscrit pas à l'avis des parties sur ce point, étant donné que les contrats de fourniture de gaz avec les centrales électriques constituent des secrets d'affaires et ne sont pas divulgués aux tiers ou à l'OHE. La Commission considère donc qu'il est en réalité très difficile pour les producteurs d'électricité de savoir s'ils sont victimes d'une stratégie d'éviction en ce qui concerne leur approvisionnement en gaz ou de se plaindre auprès de l'OHE en ayant un degré de confiance suffisant (voir les commentaires à ce propos dans la section sur le gaz). Au vu de la spécificité des besoins d'approvisionnement en gaz des centrales électriques, il serait de toute façon malaisé d'établir que les différences dans le prix de fourniture du gaz entre deux centrales électriques sont le résultat direct d'un comportement discriminatoire plutôt que de conditions de fourniture de gaz différentes. En outre, ni la directive 2003-55-CE ni la LHG n'interdisent explicitement une discrimination dans la fourniture de gaz (265).

Centrales électriques existantes

(681) La Commission considère que la nouvelle entité peut également mettre en pratique les stratégies d'éviction décrites plus haut à l'encontre des centrales électriques à gaz existantes immédiatement après la concentration, afin de les marginaliser et, finalement, d'inciter certains producteurs d'électricité à quitter le marché.

(682) La nouvelle entité pourrait chercher à marginaliser les centrales électriques à gaz existantes pour, en définitive, racheter les actifs des opérateurs qui quittent le marché. L'intérêt d'E.ON à racheter les centrales électriques à gaz existantes a été confirmé par l'enquête. À titre d'exemple, un tiers a déclaré que E.ON avait entamé des négociations pour acquérir des centrales électriques privées existantes:

"De plus, E.ON pourrait être en mesure de racheter facilement un des producteurs privés d'électricité (selon ce tiers, des négociations seraient actuellement en cours avec Dunamenti, AES et ATEL; EDF négocie actuellement aussi la vente de sa centrale de Budapest)."

(683) [...]* est également évoquée dans les documents internes d'E.ON. Dans le document intitulé "Une énergie nouvelle pour l'Europe centrale" (266), il est question "[...]*" et, notamment, "[...]*".

(684) En conclusion, la Commission est d'avis que, après la concentration, la nouvelle entité sera fortement incitée à faire monter le coût total de la fourniture de gaz aux centrales électriques à gaz de ses concurrents, qu'elles soient nouvelles et existantes, ou à fournir du gaz à des conditions concurrentielles à ces centrales uniquement à la condition qu'elles fournissent de l'électricité à des prix concurrentiels aux filiales d'E.ON actives sur le marché de la vente d'électricité au détail. Ces stratégies auraient pour résultat, juste après l'opération, de dissuader l'arrivée de nouveaux venus dans le secteur de la production d'électricité et de limiter la capacité des centrales électriques à gaz à trouver du gaz à des conditions concurrentielles.

(685) Pour ces motifs, la Commission considère que la concentration augmentera la puissance de la nouvelle entité sur le marché et que déjà dans les conditions actuelles du marché, elle entravera de manière significative une concurrence effective sur le marché de la fourniture d'électricité en gros aux négociants.

f. Les incitations de la nouvelle entité à interdire l'accès de ses concurrents à la production ou à la fourniture en gros d'électricité se renforceront avec la poursuite de la libéralisation du secteur de l'électricité et l'augmentation de la capacité de production d'E.ON

(686) De l'avis de la Commission, les incitations de la nouvelle entité à interdire l'accès au marché aux centrales électriques à gaz de ses concurrents et à mettre en pratique une "stratégie de prise ferme" vont se renforcer avec le futur cadre réglementaire, en raison de la conjonction de trois facteurs: (i) l'augmentation de la capacité de production d'E.ON; (ii) la poursuite de la libéralisation des secteurs du gaz et de l'électricité et (iii) la réduction progressive de la portée des AAE à long terme en Hongrie. Ces trois facteurs impliquent que le coût total de l'approvisionnement en gaz deviendra encore plus crucial si les centrales électriques à gaz veulent être compétitives sur le marché de la fourniture d'électricité en gros aux négociants.

(687) L'augmentation de la capacité de production d'E.ON a déjà été discutée au point d) ci-dessus. Elle devrait commencer en [...]*, sauf si E.ON accélère ses projets concernant les centrales électriques existantes ou rachète des centrales existantes avant cette date.

(688) Plus la part d'E.ON dans la capacité de production d'électricité au départ du gaz est grande en Hongrie, plus l'incitation du groupe à évincer les centrales électriques à gaz de ses concurrents est forte. Une augmentation de la part d'E.ON dans la capacité de production d'électricité des centrales à gaz accroît les bénéfices découlant d'une hausse des ventes d'électricité et réduit le coût des ventes de gaz perdues pour la nouvelle entité.

(689) La nouvelle étape de la libéralisation du marché hongrois du gaz et de l'électricité en juillet 2007 créera également de nouvelles occasions et renforcera la capacité et l'incitation de la nouvelle entité à adopter des stratégies d'éviction.

(690) La suppression des prix réglementés du gaz pour les centrales électriques permettra à la nouvelle entité d'augmenter les prix contractuels du gaz pour les centrales électriques à gaz de ses concurrents (et éventuellement d'altérer les conditions de fourniture du gaz aux centrales électriques à gaz). Dans le même temps, la déréglementation des prix de l'électricité pour les utilisateurs finals non résidentiels et l'éligibilité des clients résidentiels devraient renforcer la concurrence entre les négociants d'électricité sur tous les marchés de en électricité, ainsi que leur intérêt à acheter de l'électricité au prix le plus bas.

(691) La renégociation potentielle, voire la résiliation des AAE, a également déjà été abordée dans ce document. Bien que la portée et le calendrier de ces changements ne soient pas encore clairs, on peut supposer aux fins de la présente appréciation - puisqu'il s'agit d'une évolution très probable - que leur durée et les capacités réservées pourraient se réduire progressivement. En tout état de cause, la part de la capacité de production disponible pour la fourniture d'électricité en gros aux négociants augmentera nécessairement, puisque les capacités des nouvelles centrales électriques ne sont généralement pas couvertes par des AAE à long terme.

(692) Dans ce cadre réglementaire, les centrales électriques à gaz vont concourir sur le marché de la fourniture d'électricité aux négociants et le coût total du gaz sera un facteur crucial de compétitivité. L'enquête a également montré que, en ce qui concerne la fourniture d'électricité en gros, la concurrence est en grande partie dictée par le prix et que les centrales électriques à gaz ont des technologies similaires en Hongrie et, partant, des structures de coût similaires.

(693) Enfin, la portée des AAE pour les centrales électriques qui ne sont pas alimentées au gaz, en particulier la centrale nucléaire, est moins susceptible de se réduire, ce qui aura pour effet de renforcer la concurrence entre les centrales électriques à gaz sur le marché de la fourniture d'électricité en gros aux négociants. Ainsi que l'a indiqué l'OHE, l'un des objectifs essentiels fixés par le Gouvernement hongrois au nouveau modèle pour l'électricité est de préserver la sécurité de l'approvisionnement et de maintenir le prix de l'électricité à un niveau abordable pour les clients résidentiels. À cet égard, le gouvernement pourrait décider de garder des sources de production d'électricité bon marché pour MVM en vue de la revente d'électricité aux prestataires du service universel et aux clients résidentiels.

(694) Par ailleurs, dans le futur cadre réglementaire, une partie significative de la vente en gros d'électricité passera par des transactions de gré à gré ("OTC") entre les centrales électriques (en fonction de leur capacité disponible sur le segment ouvert du marché) et les négociants d'électricité. La nouvelle entité pourrait donc non seulement s'accorder un traitement de faveur en tant que négociant en électricité, mais également reproduire le même mécanisme pour les centrales électriques à gaz de ses concurrents et étendre l'application de la stratégie "de prise ferme" décrite plus haut. Cette préoccupation est partagée par plusieurs acteurs du marché dans le secteur de l'électricité:

"Cette discrimination s'accentuera encore lorsque le cadre de "l'acheteur unique" disparaîtra en 2007 et lorsque E.ON disposera de capacités de production supplémentaires."

"Dès que ce système (le mécanisme de "l'acheteur unique") disparaîtra (selon le dernier projet de la loi hongroise sur l'électricité publiée en juin 2005 par le régulateur hongrois), E.ON se trouvera dans une situation favorable pour fournir du gaz bon marché à ses propres centrales électriques (centrales existantes et projet de [...]*) ou pour conclure des contrats de fourniture de gaz à un prix bas avec les centrales existantes, pour acheter de l'électricité bon marché pour ses propres besoins et pour ses SRD d'électricité."

(695) Cette stratégie serait favorable à E.ON, mais préjudiciable à ses concurrents de deux manières, puisqu'elle renforcerait sa position au niveau de la production d'électricité et au niveau de la vente au détail. Tout d'abord, les centrales électriques à gaz qui ne bénéficieraient pas de conditions avantageuses pour leur approvisionnement en gaz (les centrales "non amies") deviendraient moins compétitives sur le marché de la fourniture en gros d'électricité aux négociants. Ces centrales seraient marginalisées, ce qui les inciterait, en fin de compte, à abandonner l'activité de production d'électricité.

(696) Ensuite, les PSU et les négociants en électricité qui ne seraient pas en mesure d'acheter de l'électricité aux centrales électriques à gaz approvisionnées par la nouvelle entité à des conditions concurrentielles subiraient un désavantage important au plan de la concurrence par rapport aux filiales d'E.ON actives sur le marché de la fourniture d'électricité au détail, et ils devraient s'appuyer sur d'autres centrales électriques à gaz moins compétitives et sur d'autres sources d'approvisionnement en électricité (267).

(697) En conclusion, la Commission est d'avis que la capacité et l'incitation d'E.ON à mettre en pratique les stratégies d'éviction décrites plus haut augmenteront avec le futur cadre réglementaire libéralisé. L'obstacle significatif à la concurrence sur le marché de la fourniture d'électricité en gros aux négociants deviendra plus important à long terme, lorsque l'"effet d'amortissement" immédiat de l'opération sur les nouvelles capacités de production se fera sentir.

(iii) Fourniture d'électricité au détail

(698) L'obstacle au développement de nouvelles capacités de production d'électricité en Hongrie et l'obstacle à la concurrence sur le marché de la fourniture d'électricité en gros aux négociants aboutiraient à une hausse des prix de gros et de détail de l'électricité et limiteraient la capacité des concurrents d'E.ON à acheter de l'électricité à des conditions concurrentielles.

(699) Par ailleurs, de l'avis de la Commission, l'opération projetée donnera à la nouvelle entité la capacité et l'incitation nécessaires pour empêcher ses concurrents de développer des offres combinées gaz-électricité (268), qui devraient jouer un rôle important sur les marchés de la fourniture d'électricité au détail. Cela contribuerait à accroître encore la puissance d'E.ON sur le marché et entraverait de manière significative une concurrence effective sur tous les marchés de la fourniture d'électricité au détail.

(700) Les considérants suivants décrivent la structure du marché de la fourniture d'électricité au détail en Hongrie. L'impact des différentes stratégies d'éviction au niveau de la production ou de la fourniture en gros d'électricité sur la concurrence sur les marchés de détail, ainsi que la capacité et l'incitation de la nouvelle entité à empêcher ses concurrents sur le marché du détail de proposer des offres combinées gaz-électricité seront ensuite analysés. La Commission a procédé à son appréciation sur la base du cadre réglementaire tant actuel que futur du marché.

a. La structure du marché

(701) Les SRD (segment de service public) et les négociants (segment ouvert) sont tous deux actifs sur les marchés de la fourniture d'électricité au détail. Pour ce qui est des différentes catégories de clients, les moyens et gros clients sont approvisionnés en électricité à la fois par les SRD et par les négociants. Les petits clients sont essentiellement approvisionnés par les SRD et les clients résidentiels ne sont approvisionnés que par les SRD.

(702) E.ON est active sur le marché de la fourniture d'électricité au détail à la fois sur le segment de service public, par l'intermédiaire de ses trois SRD, et sur le segment ouvert, via E.ON EK.

SRD

(703) Le tableau ci-dessous illustre les ventes des SRD sur chaque marché de produits pour la fourniture d'électricité au détail (269). Bien que les chiffres reflètent les parts de marché pour les clients résidentiels et les petits clients, les ventes des négociants aux moyens et gros clients ne sont pas prises en compte et la part de marché réelle des SRD est donc inférieure à celle mentionnée dans le tableau. Il y a lieu de noter que la part de marché réelle d'E.ON pour la fourniture d'électricité aux moyens et gros clients devrait être approximativement celle estimée dans le tableau ci-dessous, en raison de la forte position occupée par E.ON en tant que négociant d'électricité.

<emplacement tableau>

Négociants en électricité

(704) Les clients qui sont passés au segment ouvert du marché s'approvisionnent auprès de négociants en électricité. Les principaux négociants actifs sur le marché hongrois en 2003 et 2004 étaient les suivants:

<emplacement tableau>

(705) Les chiffres des ventes d'électricité mentionnés dans le tableau ci-dessus incluent les ventes aux négociants et les ventes aux clients finals (270). Le total des ventes représente donc le volume total d'électricité fourni par les négociants en Hongrie et ne correspond pas à la consommation totale d'électricité des utilisateurs finals qui sont passés au segment ouvert du marché.

(706) Sur la base de ce qui précède, E.ON est clairement l'acteur principal du marché de la fourniture d'électricité au détail en Hongrie et le seul groupe occupant une position solide à la fois sur le segment réglementé et sur le segment ouvert du marché.

b. Les stratégies de la nouvelle entité en matière de production et de fourniture en gros d'électricité entravent de manière significative une concurrence effective dans tous les marchés de la fourniture d'électricité au détail

(707) L'effet dissuasif sur le développement de nouvelles capacités de production et l'obstacle à la concurrence que crée l'opération sur le marché de la fourniture d'électricité en gros aux négociants affecteraient directement la concurrence sur tous les marchés de la fourniture d'électricité au détail. L'opération projetée aboutirait donc à des prix plus élevés sur tous les marchés de la fourniture d'électricité au détail.

(708) En outre, la stratégie "de prise ferme" de la nouvelle entité par rapport aux centrales électriques à gaz de ses concurrents limiterait directement la capacité des concurrents d'E.ON à jouer efficacement le jeu de la concurrence et renforcerait la puissance d'E.ON sur tous les marchés de la fourniture d'électricité au détail.

(709) Selon les projections de la Commission concernant les capacités de production disponibles pour la fourniture en gros d'électricité aux négociants, E.ON pourrait représenter une part substantielle de ces capacités en 2010-2015. Il convient de souligner que ces projections ne tiennent pas compte de l'impact des stratégies d'éviction décrites plus haut, qui pourraient dissuader des nouveaux venus de faire leur entrée sur le marché et favoriser les projets de nouvelles centrales électriques d'E.ON.

(710) La Commission estime que les capacités de production d'électricité disponibles sur le segment ouvert du marché de gros en 2010-2015 se situeront aux alentours de [4 000-5 000] MW. Les centrales électriques à gaz représenteront environ [60-75] % de ces capacités et E.ON compterait pour 25 % environ. Les stratégies d'éviction de la nouvelle entité auraient donc un impact sur au moins 60 % de la capacité de production totale disponible pour la fourniture d'électricité en gros aux négociants en Hongrie.

(711) Dans la réponse à la communication des griefs, les parties affirment que ces stratégies seraient vouées à l'échec car "les grossistes et les détaillants en électricité ont l'embarras du choix pour acheter leur électricité" (271). Elles poursuivent en indiquant les quatre sources d'approvisionnement suivantes: (i) l'énergie nucléaire; (ii) les centrales électriques au charbon; (iii) les autres centrales électriques à gaz et (iv) les importations ("pour lesquelles une capacité d'interconnexion suffisante est disponible"). Le rapport d'expert évoque également (272) la "capacité des détaillants concurrents à se procurer de l'électricité auprès de centrales alimentées autrement que par le gaz à des prix compétitifs".

(712) La Commission admet l'existence d'autres sources d'électricité en Hongrie et, notamment, celles citées par les parties. Toutefois, chacune de ces sources fait l'objet de restrictions majeures, que ce soit en termes de compétitivité des prix, de disponibilité ou de flexibilité. L'achat d'électricité auprès de centrales alimentées par d'autres combustibles que le gaz pourrait être difficile étant donné qu'une grande partie de la capacité des centrales les moins chères (nucléaire et lignite) pourrait ne pas être disponible sur le marché libre, tandis que les centrales au charbon ont des coûts de production sensiblement plus élevés. Ce serait un exercice encore plus ardu en période de charge de pointe pour l'électricité qui, en tout état de cause, ne peut pas être fournie par les centrales nucléaires et au lignite.

(713) La portée des AAE ne devrait pas se réduire pour la centrale nucléaire (et probablement pas non plus pour la centrale au lignite) et l'électricité produite par cette centrale ne devrait donc pas être disponible sur le segment ouvert du marché. Comme le précisait l'OHE, l'un des objectifs essentiels fixés par le Gouvernement hongrois au nouveau modèle pour l'électricité est de garantir la sécurité d'approvisionnement et de maintenir le prix de l'électricité à un niveau abordable pour les clients résidentiels. À cet égard, le gouvernement pourrait décider de garder des sources de production d'électricité bon marché pour MVM en vue de la revente d'électricité aux prestataires du service universel et aux clients résidentiels. D'autres acteurs du marché ont confirmé ce point de vue:

"La centrale nucléaire sera exploitée comme une entreprise nationale à un coût réglementé pour les clients résidentiels en Hongrie."

(714) Selon l'enquête, la production d'électricité de la centrale nucléaire pourrait être réservée aux PSU, qui reprendront les fonctions de service public des SRD. Les PSU pourraient acheter cette électricité à des conditions concurrentielles en proportion des quantités qu'ils fournissent aux petits clients à des prix réglementés bas. En 2004, le volume d'électricité produit par la centrale nucléaire de Paksi ([10-12,5] TWh) équivalait environ à la quantité d'électricité consommée par les ménages hongrois (([10-12,5] TWh).

(715) En outre, la centrale nucléaire et la centrale au lignite (capacité cumulée de ([2 500-3 000] MW) servent essentiellement à fournir l'électricité de base en Hongrie, tandis que les centrales électriques à gaz servent à la fois pour la demande de base et pour la demande de pointe, en raison de leur classement sur le plan national (273). Les fournisseurs d'électricité au détail ne peuvent donc pas s'adresser à ces centrales pour répondre aux fluctuations de la demande ou satisfaire un pic de la demande.

(716) La Commission fait observer que le rapport d'expert présenté par les parties exclut lui aussi la centrale nucléaire de son calcul de la capacité de production des centrales non alimentées au gaz en Hongrie, étant donné que (274) "elle vend directement sa production sur le marché de service public".

(717) Pour ce qui est des importations d'électricité, l'enquête a clairement montré que les interconnecteurs avec des pays où l'électricité est concurrentielle sont déjà encombrés, ce qui limite fortement les possibilités d'augmenter les importations vers la Hongrie. Par ailleurs, selon les projections de MAVIR, les importations nettes d'électricité de la Hongrie devraient baisser au cours des cinq prochaines années, en raison de la baisse de disponibilité des capacités de production d'électricité des pays voisins. Compte tenu de sa forte présence sur le marché de la fourniture d'électricité au détail dans les pays voisins de la Hongrie, notamment en Slovaquie, E.ON jouerait de toute manière un rôle important dans les importations d'électricité.

<emplacement tableau>

(718) En conclusion, la Commission considère que E.ON aura la capacité et l'incitation nécessaires pour restreindre la capacité de ses concurrents à acheter de l'électricité à des prix concurrentiels et pour fausser la concurrence sur tous les marchés de la fourniture d'électricité au détail. Pour ces motifs, la Commission est d'avis que la concentration renforcerait la puissance d'E.ON sur tous les marchés de la fourniture d'électricité au détail en Hongrie et entraverait de manière significative la concurrence dans une partie substantielle du marché commun au sens de l'article 2 du règlement sur les concentrations.

c. La nouvelle entité aura la capacité et l'incitation nécessaires pour interdire l'accès au gaz à tous ses concurrents fournisseurs d'électricité au détail

(719) L'enquête de la Commission a aussi révélé que l'accès aux ressources gazières était crucial pour la fourniture d'électricité au détail, car les offres combinées devraient jouer un rôle important sur les marchés de la vente d'électricité au détail. À la suite de l'opération, la nouvelle entité sera en mesure d'interdire l'accès au gaz à ses concurrents fournisseurs d'électricité au détail pour les empêcher de conclure des offres combinées (275). L'intérêt économique de la nouvelle entité sera de refuser l'accès à du gaz compétitif à ses concurrents, afin de conserver ses clients acheteurs de gaz et d'électricité et d'en trouver de nouveaux.

(720) Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties déclarent que "la question de savoir si les offres combinées vont gagner en importance sur le marché gazier hongrois relève de la spéculation pure et simple" et elles ajoutent que "les tiers ont simplement dit que les offres combinées pourraient être possibles à l'avenir" (276). Ces affirmations ne reflètent pas le résultat de l'enquête et l'appréciation réalisée par la Commission.

(721) Premièrement, la plupart des parties interrogées dans le cadre de l'enquête (les fournisseurs de gaz et d'électricité et les clients) ont déclaré à la Commission que les offres combinées allaient jouer un rôle important sur les marchés énergétiques hongrois de détail. Bien que certains grands clients industriels souscrivent à cette affirmation dans leur réponse à la Commission, la plupart des acteurs du marché ont indiqué que ce type d'offre serait plus attrayant pour les clients résidentiels et les petits clients industriels et commerciaux (collectivement dénommés "petits clients"). Ces petits clients ne consacrent pas une grande partie de leur budget au gaz et à l'électricité et ne font pas beaucoup d'efforts pour comparer les offres des différents fournisseurs (dans les pays où ils peuvent le faire). De leur point de vue, n'avoir qu'une facture est assez pratique et leur "facilite la vie" (cela vaut également pour les prestataires de services informatiques, par exemple, ou pour le secteur des banques et des assurances, etc.).

(722) Voici quelques déclarations de tiers au sujet de l'importance future des offres combinées:

"Les principaux avantages d'une offre combinée, du point de vue du client, sont sa simplicité (une facture, un centre d'appel, etc.), les avantages d'une approche commerciale personnalisée, l'accès à un seul interlocuteur qualifié et, grâce à lui, à des conseils et à des services énergétiques et l'impression d'économiser de l'argent." "Les offres électricité-gaz (multi-services) pourraient se généraliser après la libéralisation complète du marché (et les gains d'efficacité pourraient devenir possibles au niveau de l'approvisionnement des clients résidentiels)."

"Les offres combinées pourraient être très compétitives sur le marché du détail, en particulier si le prestataire de service veille également au rendement énergétique, à l'optimisation du service et aux problèmes de planification."

(723) Les offres combinées présentent aussi des avantages considérables pour les fournisseurs de gaz et d'électricité. Pour les opérateurs occupant une position dominante, les offres combinées constituent un outil qui permet de limiter les changements de fournisseurs en offrant de nouveaux services qui répondent aux attentes des clients et renforcent la relation commerciale avec ces derniers. Ce type d'offre permet également aux fournisseurs de faire leur entrée sur de nouveaux marchés énergétiques et de bénéficier d'économies d'échelle (achat, infrastructures, réseau commercial, etc.).

(724) Deuxièmement, certaines parties interrogées dans le cadre de l'enquête ont cité des exemples d'offres combinées dans d'autres pays d'Europe, qui ont connu un assez grand succès. Des offres combinées ont déjà été proposées par des fournisseurs d'énergie au Royaume-Uni, en Espagne et en Allemagne et sont actuellement promues en France (277). À titre d'exemple, Centrica au Royaume-Uni, qui est un opérateur historique du secteur du gaz, a fait son entrée sur le marché de l'électricité en proposant des offres combinées à tous les segments de la clientèle et a conquis une part importante du marché britannique de l'électricité au détail.

(725) Les différents rachats impliquant des entreprises actives tout à la fois sur le marché de détail du gaz et de l'électricité montrent qu'il existe une convergence entre les marchés de la vente au détail de gaz et d'électricité en Europe. Cette tendance est même [...]* stratégie de [...]*

E.ON (278): [...]*

(726) Troisièmement, selon une enquête menée par un acteur du marché auprès de ses clients résidentiels en Hongrie, [50-100] % des clients seraient intéressés par des offres combinées de combustible et s'attendraient à recevoir ces offres de leur fournisseur local d'énergie. La Commission relève que ce résultat indique incontestablement que les offres combinées risquent de jouer un rôle important (voire essentiel) sur les marchés hongrois de l'électricité et du gaz au détail.

(727) Du fait de sa position dominante sur les marchés de la fourniture de gaz aux SRD et aux négociants et de l'intérêt des petits clients pour les offres combinées, la Commission pense que l'entité issue de la fusion aura la capacité et l'incitation nécessaires pour interdire à ses concurrents en aval l'accès aux ressources gazières sur les marchés de la fourniture d'électricité au détail aux petits clients et aux clients résidentiels, renforçant de la sorte sa puissance sur ces marchés. En conséquence, une concurrence effective sera entravée de manière significative dans une partie substantielle du marché commun au sens de l'article 2 du règlement sur les concentrations.

(728) Bien que les parties n'aient pas avancé d'argument spécifique concernant l'impact de la situation réglementaire sur l'appréciation au regard du droit de la concurrence (279), la Commission a soigneusement analysé la question de savoir si le fait que les clients résidentiels ne seront éligibles qu'en juillet 2007 et que le marché de la fourniture d'électricité à ces clients ne sera donc pas ouvert à la date de la décision pourrait, en soi, dissiper la crainte que la concentration n'entrave de manière significative une concurrence effective au sens de l'article 2, paragraphe 3, du règlement sur les concentrations. Pour les mêmes motifs que ceux évoqués à propos du marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels, la Commission a conclu que l'opération était susceptible d'avoir des effets immédiats sur le marché de la fourniture d'électricité au détail aux clients résidentiels, en limitant la capacité des fournisseurs potentiels à concurrencer la nouvelle entité sur les marchés voisins et en décourageant ainsi davantage l'entrée sur le marché de nouveaux venus.

Conclusion sur l'incidence de l'opération projetée dans le secteur de l'électricité

(729) Compte tenu de la situation de quasi-monopole de la nouvelle entité en ce qui concerne l'accès à des ressources gazières compétitives et l'importance stratégique qu'elle attache à la construction de nouvelles capacités de production d'électricité, l'entité issue de la concentration aura, déjà dans le cadre réglementaire actuel et à ce stade de la libéralisation du marché, la capacité et l'incitation nécessaires pour interdire l'accès au gaz aux nouvelles centrales électriques à gaz de ses concurrents et/ou pour exercer une discrimination au niveau de l'approvisionnement des nouvelles centrales à gaz de ses concurrents, dissuadant ainsi ses concurrents de procéder au remplacement et à l'extension prévus de la capacité de production d'électricité en Hongrie.

(730) La stratégie d'E.ON conduirait à un développement plus lent et moins compétitif des nouvelles capacités de production en Hongrie, et ce immédiatement après l'opération (par rapport à une situation où plusieurs acteurs du marché auraient construit de nouvelles centrales électriques) et, en fin de compte, à une hausse des prix de gros de l'électricité. Elle entraverait donc une concurrence effective sur le marché de la fourniture d'électricité en gros aux négociants.

(731) Avec le futur cadre réglementaire libéralisé, caractérisée par une plus grande capacité de production d'électricité disponible sur le segment ouvert du marché (les nouvelles centrales électriques et la renégociation potentielle des AAE existants) et par une part plus grande d'E.ON dans la production d'électricité (résultant des projets d'extension de la capacité de production actuelle d'E.ON et de la stratégie d'éviction décrite plus haut), les stratégies d'éviction visées ci-dessus seront d'autant plus efficaces et, partant, dommageables. Elles réduiraient la capacité des centrales électriques à gaz des concurrents d'E.ON à entrer en concurrence sur le marché et limiteraient le développement d'un segment ouvert et concurrentiel du marché de la fourniture en gros d'électricité.

(732) Cela aurait une incidence directe sur la concurrence sur tous les marchés de la fourniture d'électricité au détail, en raison de la limitation des nouvelles capacités de production et de prix de gros plus élevés. La stratégie consistant à lier la fourniture de gaz et l'achat d'électricité des centrales électriques à gaz aurait pour résultat que la nouvelle entité réduirait la capacité de ses concurrents fournisseurs d'électricité au détail à acheter de l'électricité à des conditions concurrentielles et renforcerait sa puissance déjà grande sur le marché de l'électricité au détail, entravant ainsi de manière significative la concurrence sur tous les marchés de la fourniture d'électricité au détail.

(733) Enfin, juste après l'opération, E.ON aura la capacité et l'incitation nécessaires pour empêcher toute autre entreprise active sur le marché de la fourniture d'électricité au détail de proposer des offres combinées (gaz et électricité) en interdisant l'accès aux ressources gazières aux concurrents désireux d'appliquer cette stratégie commerciale, entravant ainsi de manière significative la concurrence sur les marchés de la fourniture d'électricité aux petits clients et aux clients résidentiels.

VII. ÉVALUATION DES MESURES CORRECTIVES PROPOSEES

PAR LES PARTIES

(734) Aux fins d'écarter les problèmes de concurrence sur les marchés du gaz et de l'électricité décrits à la section VI ci-dessus, E.ON a remis, le 20 octobre 2005, une série d'engagements. Le 15 novembre 2005, à la suite de la consultation des acteurs du marché, E.ON a soumis des engagements modifiés et le 8 décembre 2005, la version finale de ses engagements. Ceux-ci sont exposés en annexe I. Les considérants suivants décrivent les principaux éléments de ces engagements, tels qu'ils ont été présentés par les parties et modifiés ou améliorés à la suite des réactions et des suggestions des acteurs du marché.

A. Description des mesures correctives

(i) Scission de l'actionnariat

(735) En vertu des accords conclus entre MOL et E.ON, MOL resterait un actionnaire minoritaire de MOL WMT et de MOL Storage (participation de 25 % plus une action dans chacune de ces sociétés) et bénéficierait d'une option de vente de cinq ans, grâce à laquelle MOL pourrait demander à E.ON de racheter ces participations minoritaires.

(736) Conformément aux engagements, MOL cèdera sa participation résiduelle de 25 % plus une action dans MOL Storage et MOL WMT dans les six mois suivant l'opération. L'acquéreur des actions devra être agréé par la Commission. En outre, MOL s'engage à ne pas prendre de participation minoritaire directe ou indirecte dans MOL WMT et MOL Storage pendant une période de 10 ans aussi longtemps que E.ON sera l'actionnaire majoritaire de ces entreprises.

(737) L'objectif de la scission de l'actionnariat est d'atténuer les problèmes de concurrence que la Commission a soulevés au sujet des incitations qu'aurait MOL (notamment à travers sa filiale MOL Transmission et sa division MOL E&P) de favoriser MOL WMT (pour l'accès au réseau de transport) et MOL Storage (pour l'accès aux futurs sites de stockage).

(ii) Option de vente concernant MOL Transmission

(738) En vertu des accords passés entre MOL et E.ON, MOL bénéficierait d'une option de vente de deux ans lui permettant de demander à E.ON de prendre une participation de 25 % plus une action ou de 75 % moins une action dans MOL Transmission.

(739) Conformément aux engagements, MOL n'exercera pas son option de vente de 25 % plus une action dans MOL Transmission. En outre, MOL ne vendra pas à E.ON ou à l'une de ses filiales, pendant une période de 10 ans aussi longtemps que E.ON sera l'actionnaire majoritaire de MOL WMT et MOL Storage, une participation dans MOL Transmission qui n'aurait pas pour effet la prise du contrôle exclusif de MOL Transmission par E.ON ou d'un contrôle conjoint de MOL Transmission par E.ON et par MOL.

(740) Cet engagement relatif à l'option de vente de MOL Transmission a pour objet de garantir que toute prise de participation dans MOL Transmission par E.ON sera soumise à une procédure au titre du contrôle des concentrations entre entreprises par l'autorité de la concurrence compétente.

(iii) Programme de "cession de gaz"

(741) E.ON s'engage à mettre en œuvre un programme de "cession de gaz" en Hongrie par des ventes aux enchères sur l'Internet d'entreprise à entreprise. Le programme débutera en 2006 et durera 8 ans. Des ventes aux enchères auront lieu en 2006, 2007, 2008, 2009, 2010, 2011, 2012 et 2013. La nécessité de poursuivre le programme pendant les trois dernières années pourra être réévaluée à la demande des parties à la fin de 2010. Un milliard de m³ de gaz sera cédé lors de chaque vente aux enchères annuelle. Les quantités annuelles à céder seront divisées en cinq lots de 100 millions de m³, 5 lots de 50 millions de m³ et 10 lots de 25 millions de m³ chacun. Les filiales d'E.ON ne pourront pas participer, que ce soit directement ou indirectement, à ces ventes.

(742) Les soumissionnaires retenus concluront des contrats de fourniture de gaz avec E.ON aux conditions suivantes. Le gaz acheté sera réparti de manière égale sur deux ans et livré aux deux points d'entrée hongrois (80 % au point d'entrée oriental et 20 % au point d'entrée occidental). Les contrats de fourniture de gaz proposeront la même flexibilité que les contrats de fourniture de gaz en amont de MOL WMT, à savoir une flexibilité annuelle de 85 %, de sorte que l'acheteur ne devra acheter et payer que 85 % de la quantité de gaz contractuelle annuelle (obligation de prise ferme ou TOP). En outre, la flexibilité journalière et trimestrielle ne sera jamais inférieure à la flexibilité journalière et trimestrielle moyenne pondérée de tous les contrats d'achat de MOL WMT. En tout état de cause, la flexibilité journalière sera d'au moins 50 % de la quantité journalière contractuelle.

(743) Les ventes aux enchères seront menées par un prestataire de services informatiques international et la procédure d'enchères sera gérée de manière à garantir que MOL WMT n'ait pas connaissance des offres intermédiaires des participants à la vente aux enchères.

(744) Le prix de mise aux enchères pour chaque vente annuelle représentera 95 % du coût moyen pondéré du gaz de MOL WMT ("WACOG"). Le calcul du WACOG sera contrôlé par l'OHE. Les quantités qui ne sont pas vendues lors d'une vente aux enchères seront reproposées lors des trois enchères suivantes à concurrence d'un tiers de la quantité à chaque fois, mais aucune enchère ne sera organisée après 2014 pour les quantités invendues.

(745) L'Office hongrois de l'énergie (OHE) et un mandataire superviseront les ventes et la mise en œuvre du programme de "cession de gaz". En particulier, l'OHE commentera et analysera la proposition d'E.ON sur la mise en œuvre technique des enchères et les détails des contrats de fourniture avec les soumissionnaires retenus, avant que la Commission ne donne son autorisation.

(746) En outre, E.ON s'engage à donner aux clients directs actuels de MOL WMT et d'E.ON (KÖGÁZ et DDGÁZ) qui participent à la vente aux enchères ou qui achètent du gaz à un grossiste ou à un négociant participant à la vente aux enchères le droit de déduire de son obligation d'acheter du gaz naturel à MOL WMT et à E.ON la quantité de gaz qu'ils auront achetée directement ou indirectement dans le cadre du programme de "cession de gaz". E.ON s'engage également à accorder à ces acheteurs un accès aux installations de stockage à des prix et conditions réglementés (voir engagement relatif au stockage).

(747) E.ON s'engage à modifier et/ou à améliorer les modalités de mise en œuvre en fonction de l'expérience acquise lors des ventes aux enchères annuelles, afin d'accroître l'efficacité du programme de "cession de gaz".

(748) Le programme de cession de gaz a pour but de garantir des sources alternatives suffisantes et compétitives d'accès au gaz sur les marchés hongrois du gaz et de l'électricité (indépendamment des parties et à des conditions concurrentielles), de manière à empêcher la nouvelle entité d'interdire l'accès aux ressources gazières à ses concurrents en aval sur les marchés du gaz et de l'électricité.

(iv) Cession de contrats

(749) ERI s'engage à céder à un tiers (le "tiers") la moitié du contrat conclu entre MOL WMT et MOL E&P pour la fourniture de gaz national ("contrat de fourniture") dans les 6 mois. Dès que la cession du contrat sera effective, le tiers se subrogera à tous les droits et obligations de MOL WMT dans le cadre du contrat de fourniture pour la part qui lui a été cédée. La cession prendra effet au début de l'année gazière 2007 (juillet 2007) et sera valable pendant toute la durée du contrat de fourniture, jusqu'en 2016.

(750) Selon les parties, la part du contrat de fourniture qui doit être cédée représente au total entre 7,6 et 10 mmc de gaz, les volumes à libérer durant la première année s'élevant à 1,2 mmc.

(751) ERI fera en sorte que MOL approuve la cession partielle du contrat de fourniture. En outre, MOL veillera à ce que les clauses de flexibilité du contrat de fourniture respectent l'égalité de traitement entre MOL WMT et le tiers.

(752) La cession de la moitié du contrat au tiers sera soumise à l'autorisation de l'OHE et de la Commission. Le tiers ne doit pas être l'acquéreur de la participation minoritaire de MOL dans MOL WMT et MOL Storage.

(753) Au cas où E.ON (et par la suite le mandataire chargé de la cession des parts) ne réussirait pas à trouver un tiers pour la cession partielle du contrat de fourniture avant le début de l'année gazière 2007 (ou pour une année ultérieure), les quantités de gaz qui auraient été cédées durant cette année seront ajoutées au programme de "cession de gaz" de cette même année. Dans ce cas, E.ON (et le mandataire chargé de la cession des parts) cherchera à nouveau un tiers intéressé par la cession partielle du contrat, jusqu'à ce que 50 % du contrat de fourniture aient effectivement été cédés.

(754) Quant au programme de "cession de gaz", son objectif est d'assurer une disponibilité suffisante de gaz sur les marchés hongrois du gaz et de l'électricité (indépendamment des parties et à des conditions concurrentielles), de manière à empêcher la nouvelle entité d'interdire l'accès aux ressources gazières à ses concurrents sur les marchés du gaz et de l'électricité.

(v) Accès au stockage

(755) E.ON s'engage à accorder l'accès aux capacités de stockage à des conditions et des prix réglementés aux utilisateurs finals et aux grossistes qui achètent leur gaz directement dans le cadre du programme de "cession de gaz" ou de la cession du contrat de fourniture. En particulier, E.ON s'engage à donner accès à des capacités de stockage suffisantes à ces utilisateurs finals et grossistes, même s'ils achètent du gaz pour la première fois ou si leur demande de stockage augmente lorsqu'ils achètent des quantités de gaz dans le cadre du programme de "cession de gaz" ou de la cession du contrat de fourniture.

(756) E.ON s'engage à signaler de tout problème relatif aux contraintes en termes de capacité de stockage à l'OHE. En tout état de cause, conformément à la résolution de l'OHE, E.ON est tenue de mettre en œuvre un plan de développement des capacités de stockage.

(757) L'accès aux capacités de stockage à des conditions et prix réglementés a pour but de garantir que les soumissionnaires sélectionnés dans le cadre du programme de "cession de gaz" et que le tiers cessionnaire du contrat de fourniture soient en mesure de structurer les quantités de gaz achetées en fonction de leurs besoins propres et de ceux de leurs clients.

B. Appréciation de la concentration modifiée par les mesures correctives

(758) Dans le cadre de la consultation des acteurs du marché sur les engagements proposés, la Commission a pris contact avec une centaine de tiers, dont des opérateurs des secteurs du gaz et de l'électricité (à la fois des entreprises hongroises et internationales) et des participants à d'autres programmes de "cession de gaz" (notamment en Allemagne). De plus, la Commission a contacté plusieurs régulateurs nationaux de l'énergie dans les États membres, afin de bénéficier de leur expérience et de leurs connaissances de programmes similaires.

(759) De nombreuses parties interrogées ont formulé des suggestions concrètes et de fond en vue de modifier les mesures proposées par les parties et de rendre les engagements plus efficaces. Les suggestions les plus fondamentales concernaient le programme de "cession de gaz" et, notamment, sa durée globale, les volumes de gaz à mettre aux enchères, le prix minimum des enchères et les règles de flexibilité concernant la livraison du gaz aux soumissionnaires sélectionnés.

(760) Les engagements finaux présentés le 8 décembre 2005 et décrits ci-dessus reprenant la majeure partie des suggestions et commentaires des acteurs du marché interrogés. Dans leur version définitive, les engagements ont été sensiblement améliorés par rapport à l'offre initiale des parties et répondent aux craintes exprimées par les tiers en ce qui concerne la nécessité de garantir une liquidité suffisante du gaz sur le marché hongrois de la fourniture en gros de gaz, à des prix et conditions permettant aux tiers d'entrer en concurrence effective avec la nouvelle entité sur les marchés en aval du gaz et de l'électricité en Hongrie.

(761) Ainsi que cela a été indiqué plus haut, les engagements proposés par les parties visent essentiellement à (i) renforcer la scission entre MOL E&P (production de gaz) et de MOL Transmission (transport de gaz), d'une part, et de MOL WMT (fourniture de gaz en gros) et MOL Storage (stockage du gaz), de l'autre, et à (ii) remettre des quantités de gaz sur les marchés de gros hongrois par le biais d'un programme de "cession de gaz" et d'une cession partielle du contrat de fourniture.

(i) Scission

(762) La Commission a conclu que les participations minoritaires de 25 % + 1 action que MOL conserverait dans MOL WMT et dans MOL Storage et l'existence de l'option de vente d'actions de MOL Transmission à E.ON (même si la vente de MOL Transmission ne fait pas partie de la présente opération) créeraient des liens structurels entre ERI et MOL, qui donneraient à MOL la capacité et l'incitation nécessaires pour exercer une discrimination à l'égard des concurrents des parties en ce qui concerne l'accès au gaz domestique, les services de transport de gaz et les nouvelles installations de stockage de gaz.

(763) De l'avis de la Commission, la cession par MOL de sa participation de 25 % + 1 action dans Mol Storage et MOL WMT dans les six mois suivant l'opération répond aux inquiétudes suscitées par l'existence de liens structurels entre MOL et E.ON. La réaction du marché a été, dans une très large mesure, favorable à la dissolution du lien structurel entre les parties.

(764) La vente de la participation minoritaire de MOL dans MOL Storage et MOL WMT permettrait notamment d'éliminer les motifs qu'aurait MOL E&P d'adopter un comportement discriminatoire vis-à-vis des futurs exploitants potentiels de sites de stockage de gaz dans le cadre de la vente de gisements de gaz épuisés, ainsi que les motifs qu'aurait MOL Transmission d'adopter un comportement discriminatoire vis-àvis des négociants et des SRD rivales dans le but d'augmenter les profits de MOL WMT (280).

(765) En outre, la Commission est également d'avis que l'engagement de MOL de ne pas exercer l'option de vente à E.ON de sa participation de 25 % dans MOL Transmission (et de ne pas vendre à E.ON une participation qui n'aurait pas pour effet l'acquisition d'un contrôle conjoint sur MOL Transmission par E.ON et MOL ou d'un contrôle exclusif par E.ON) est de nature à dissiper les inquiétudes que pourrait susciter la poursuite de l'intégration d'E.ON sur le marché du transport du gaz. L'élément essentiel de l'appréciation est le fait que l'exercice de l'option de vente par MOL d'une participation de 75 % (ou la vente de toute autre participation) aboutirait à un changement de contrôle de MOL Transmission et serait soumis au contrôle et à l'approbation des autorités de la concurrence compétentes (la Commission ou l'autorité hongroise de la concurrence).

(766) En revanche, l'exercice de l'option de vente de 25 % n'entraînerait pas de changement dans le contrôle de MOL Transmission et ne serait donc pas soumis à une procédure d'autorisation, en dépit du fait qu'il créerait un lien structurel entre E.ON et MOL Transmission. La mesure corrective en cause cherche précisément à éviter cette situation et, si l'option de vente était exercée, elle donnerait aux autorités de la concurrence compétentes (281) l'occasion d'analyser la nouvelle opération à la lumière de la situation du marché au moment de l'exercice de l'option de vente.

(767) Un nombre élevé des tiers interrogés, tout en soulignant leurs inquiétudes concernant la possibilité que la nouvelle entité puisse prendre le contrôle du réseau de transport, ont confirmé que l'engagement en cause contribuait à atténuer les craintes suscitées par cette opération, si l'option de vente devait être exercée.

(ii) Programme de "cession de gaz" et cession du contrat de fourniture

a. Expérience européenne en matière de programmes de "cession de gaz"

(768) Afin de pouvoir évaluer de façon adéquate si les engagements relatifs au programme de "cession de gaz" et à la cession du contrat de fourniture présentés par les parties permettent de régler les problèmes de concurrence qui ont été identifiés durant la procédure, la Commission a procédé à une nouvelle enquête portant sur des programmes similaires dans plusieurs pays d'Europe.

(769) Les principaux résultats de cette enquête sont présentés ci-dessous.

Caractéristiques générales

(770) Les programmes de "cession de gaz" et la cession de contrats de fourniture ont pour but de mettre du gaz à la disposition des grossistes et des utilisateurs finals au niveau du commerce de gros. Dans ce type de programmes, l'entreprise gazière historique s'engage à proposer à la vente certaines quantités de gaz à ses concurrents ou clients. Les engagements proposés par les parties dans le cas d'espèce englobent à la fois un programme de "cession de gaz" et une cession de contrat.

(771) Dans un programme de "cession de gaz", la compagnie gazière historique met en vente certaines quantités de gaz prélevées sur son portefeuille de gaz global. Les acheteurs concluent avec elle des contrats de fourniture pour ces quantités. Dans le cas d'un programme de cession de contrats, la compagnie gazière historique transfère (cède) une partie des contrats de fourniture de gaz qu'elle a conclus avec des producteurs de gaz. Les acheteurs concluent un contrat de fourniture directement avec les producteurs de gaz (sans passer par la compagnie historique) et le(s) contrat(s) de fourniture cédé(s) par celle-ci est (sont) résilié(s) ou les quantités de gaz visées dans les contrats de fourniture faisant l'objet de la cession sont réduites en conséquence. Ces deux types de programmes ont pour but d'accroître la liquidité des marchés gaziers et de permettre aux opérateurs concurrents et aux clients d'acheter du gaz pour leur usage personnel ou pour la revente. La différence essentielle entre un programme de "cession de gaz" et une cession de contrat est que le portefeuille d'approvisionnement de l'entreprise historique reste le même dans un programme de "cession de gaz", tandis qu'il est partiellement transféré aux concurrents/clients dans le cadre d'une cession de contrat.

(772) La vente de gaz ou la cession de contrat de fourniture de gaz peut prendre deux formes: (i) la vente aux enchères ou (ii) les marchés de gré à gré. Les quantités de gaz peuvent être vendues aux enchères lorsque ce sont les entreprises ayant présenté l'offre la plus élevée qui sont retenues. Dans le cas de négociations de gré à gré, l'entreprise historique négocie avec les entreprises intéressées et les ventes de gaz ou les cessions de contrat sont conclues d'un commun accord. Les engagements proposés par les parties dans le cas d'espèce comprennent à la fois la cession de gaz par le biais de ventes aux enchères et une cession de contrat par négociations de gré à gré.

Caractéristiques particulières

(773) Des programmes de "cession de gaz" ont été et sont encore mis en œuvre dans plusieurs pays d'Europe. L'expérience est plus limitée pour les cessions de contrats. Les programmes de "cession de gaz" peuvent s'inscrire dans un plan d'action plus vaste imposé par la législation nationale ou être conçus par les régulateurs nationaux pour ouvrir les marchés de la fourniture de gaz en gros à la concurrence (Royaume-Uni, Espagne, Italie). Ils peuvent aussi être mis en œuvre dans le cadre d'engagements dans des procédures de concentration entre entreprises ou des procédures antitrust (France, Allemagne, Autriche).

(774) Afin de déterminer si les solutions proposées par les parties permettent d'éliminer les problèmes de concurrence, la Commission a contacté les autorités de régulation de l'énergie de chacun des pays où un programme de "cession de gaz" a été mis en place, afin de voir si ce programme a réellement atteint ses objectifs et de déterminer quels sont les éléments nécessaires à la réussite de ce type de programme. Les considérants suivants détaillent les caractéristiques principales nécessaires à la réussite d'un programme de "cession de gaz" d'après la Commission et sur la base de l'expérience des autorités nationales de régulation de l'énergie.

(775) La Commission a également tiré des conseils et des suggestions utiles du document intitulé "Implementation of Gas Release Programs for European Gas Market Development" (Mise en œuvre de programmes de "cession de gaz" pour le développement du marché gazier européen), publié par l'EFET (Fédération européenne des négociants en énergie) (282), auquel les parties ont largement fait référence.

Volumes

(776) Les quantités de gaz à remettre sur le marché dépendent des objectifs du programme et du cadre du réglementaire. Plus spécifiquement, dans le cas d'une concentration entre entreprises, les volumes doivent être suffisants pour écarter les problèmes de concurrence et ils dépendent donc du nombre et de la taille des marchés sur lesquels des problèmes de concurrence se posent. Les volumes remis sur le marché doivent être suffisants pour exclure que le fournisseur historique puisse prévoir que l'ensemble ou la majeure partie des volumes libérés seront achetés par certaines catégories de clients. Un programme de "cession de gaz" ne peut compenser la capacité et l'incitation d'une entreprise dominante à adopter un comportement anticoncurrentiel et supprimer toute incidence négative sur la concurrence que si les volumes remis sur le marché sont suffisants pour permettre aux clients éligibles de tous les marchés concernés de bénéficier du programme (en tant qu'acheteurs directs ou indirectement en tant que clients de négociants qui achètent du gaz dans le cadre du programme).

(777) Un programme de "cession de gaz" doit en outre prévoir que les quantités de gaz qui ont été mises en vente, mais n'ont pas trouvé acquéreur au cours d'une année donnée, devront être ajoutées aux quantités à remettre sur le marché les années suivantes.

Durée du programme

(778) Un programme de "cession de gaz" a généralement pour but d'accroître la liquidité des marchés de la fourniture de gaz en gros et de faciliter l'arrivée de nouveaux opérateurs sur le marché. Dans le cas d'une concentration entre entreprises, un programme de "cession de gaz" peut tendre à réduire ou à supprimer la capacité et l'incitation des parties à la concentration à adopter un comportement susceptible d'entraver de manière significative une concurrence effective. Pour atteindre ces objectifs, le programme de "cession de gaz" devrait demeurer en vigueur pendant une période suffisamment longue pour garantir que la structure du marché et les conditions de la concurrence changeront de manière significative et que le degré de concurrence atteint grâce au programme soit durable.

Prix et coûts

(779) Le prix auquel le gaz est cédé dans le cadre du programme doit permettre aux grossistes de concurrencer le fournisseur de gaz sur les marchés de la fourniture de gaz en gros et au détail. Le mécanisme des enchères est une manière pratique d'attribuer efficacement les quantités de gaz à céder. Étant donné que le prix final résulte d'offres concurrentielles, c'est le prix que les enchérisseurs sont prêts à payer pour le gaz remis sur le marché dans le cadre du programme, compte tenu des conditions du marché.

EFET: "Le programme de "cession de gaz" ne sera une réussite que si le prix du gaz ou la capacité mise à la disposition des nouveaux venus est suffisamment bas pour que la concurrence joue. À titre d'orientation, le prix ne doit pas être supérieur au prix moyen payé par l'entreprise historique (ristournes contractuelles comprises) ni supérieur au prix de valorisation moyen des clients éligibles du fournisseur historique. Si un programme de cession sert également à équilibrer la puissance sur le marché de l'entreprise historique, le prix ne doit pas être supérieur à celui du marché de gros, même si cela implique une perte financière pour l'entreprise historique."

(780) Le prix moyen pondéré du gaz est considéré dans le document de l'EFET comme l'un des repères pour la définition des mécanismes de fixation des prix dans les enchères relevant de programmes de "cession de gaz".

(781) En ce qui concerne les coûts additionnels, tous les coûts encourus par les participants aux enchères et par les soumissionnaires sélectionnés doivent être clairement définis. En principe, les coûts additionnels doivent être évités en l'absence de raisons spécifiques.

Durée de la fourniture de gaz et taille du lot

(782) La durée du contrat de fourniture de gaz et la taille des lots dans un programme de "cession de gaz" doivent être définies de manière à répondre aux besoins des différentes catégories d'enchérisseurs sur les marchés en cause.

Flexibilité

(783) Les clauses relatives à la flexibilité journalière, trimestrielle et annuelle pour le gaz fourni dans le cadre du programme de "cession de gaz" sont capitales. Les grossistes et les clients industriels doivent être en mesure de structurer les quantités de gaz qu'ils achètent en fonction de leur profil de consommation ou de celui de leurs clients. Les exigences de flexibilité du gaz fourni dans le cadre d'un programme de "cession de gaz" varient en fonction des conditions d'accès au stockage.

(784) La flexibilité annuelle (niveaux de fluctuation et de prise ferme) doit refléter la flexibilité annuelle moyenne de l'entreprise historique. Étant donné que les besoins de flexibilité trimestrielle peuvent être imposés par le stockage de gaz, la flexibilité proposée par le vendeur dans le cadre du programme de "cession de gaz" dépend de l'accès au stockage.

EFET: "Les niveaux de fluctuation et de prise ferme du programme de "cession de gaz" doivent refléter le portefeuille global de l'entreprise dominante. Si seul du gaz inerte est disponible et que l'accès au stockage ou à d'autres instruments de flexibilité est toujours difficile ou se fait à des prix prohibitifs, alors le programme de "cession de gaz" ne permettra pas une concurrence au niveau de l'offre."

(785) Enfin, en ce qui concerne la flexibilité journalière, il est clair que les grossistes, et en particulier les petits grossistes, et les utilisateurs finals ont des exigences de flexibilité supérieures à celles des gros importateurs (comme le vendeur, en général). En conséquence, une fourniture de gaz de base, voire une flexibilité similaire à la flexibilité journalière moyenne du portefeuille gazier du vendeur, peut manifestement être insuffisante.

Ministère allemand: "Notre décision ne prévoyait que la fourniture d'une charge de base. Ce produit n'a pas de flexibilité et n'est pas attrayant pour les acheteurs potentiels. Ruhrgas a volontairement proposé un certain degré de flexibilité (...). Pour les acheteurs potentiels, les livraisons de gaz minimums en été posent problème."

(786) Les expériences menées dans différents pays européens, en particulier en Allemagne, montrent que l'attrait d'un programme de "cession de gaz" pour les petits grossistes et les petits clients industriels dépend dans une large mesure des clauses relatives à la flexibilité de l'approvisionnement en gaz.

Points de livraison du gaz

(787) Le gaz doit être livré à un point de livraison à partir duquel les grossistes peuvent aisément le transporter et le stocker. Un carrefour gazier ou des points d'entrée transfrontaliers sont donc généralement de bons points de livraison. Un certain degré de flexibilité dans le choix du point de livraison (comme c'est souvent le cas pour le vendeur) augmente l'attrait du programme.

(788) La situation du point de livraison est particulièrement importante lorsque le réseau de transport du gaz est divisé entre plusieurs propriétaires, que le niveau de capacité libre est bas dans le système de transport ou de stockage et que des tarifs d'entrée et de sortie (et non des droits de timbre) s'appliquent. La mise à disposition du gaz en plusieurs points de livraison réduit le risque que le système de transport entrave la concurrence dans une partie du marché et garantit que les acheteurs sont confrontés aux mêmes risques physiques et opérationnels que le vendeur.

EFET: "Le gaz devrait être livré en plusieurs points d'entrée, en principe aux mêmes points d'entrée que ceux par lesquels l'entreprise historique fait transiter l'essentiel de son gaz. Cela réduit la possibilité que le système de transport entrave la concurrence dans une partie ou un segment de marché spécifique. Cela garantit également que les nouveaux venus seraient confrontés aux mêmes risques physiques et opérationnels que l'entreprise dominante, parce qu'ils partagent les mêmes points d'entrée. Dans le choix des lieux de livraison, il convient également de tenir compte de la facilité et du coût du transport et/ou du négoce en aval pour les participants."

(789) Dans une opération de concentration, le point de livraison d'un programme de "cession de gaz" doit être choisi de manière à permettre aux grossistes et aux utilisateurs finals de s'approvisionner en gaz, dans le cadre du programme, pour la revente ou pour leur utilisation propre, sur le marché géographique où les problèmes de concurrence ont été mis en évidence.

Sécurité d'approvisionnement

(790) Les conditions de fourniture du gaz doivent inclure des dispositions types concernant la sécurité d'approvisionnement (maintenance, force majeure, non-conformité, interruptibilité, etc.) conformes aux pratiques courantes sur les marchés en cause. Les droits et obligations des acheteurs et du vendeur doivent être équilibrées.

Organisation de la vente aux enchères et garanties

(791) La "vente au cadran" a été utilisée dans plusieurs pays et se prête apparemment bien à l'attribution de quantités de gaz. L'organisation de la vente doit également garantir que le vendeur n'obtienne pas d'informations sur ses concurrents.

(792) Le montant des cautions et des garanties ne doit pas être disproportionné ni décourager les enchérisseurs potentiels. Les modalités de paiement doivent être conformes aux pratiques courantes du marché et, en particulier, aux contrats de fourniture en amont du vendeur.

EFET: "Les modalités du crédit ne doivent pas restreindre indûment la participation de nouveaux venus, en particulier les entreprises de taille plus réduite."

Accès au transport

(793) Il convient d'avoir un accès à des capacités de transport de gaz suffisantes pour assurer que les grossistes et les utilisateurs finals qui achètent du gaz dans le cadre du programme de "cession de gaz" puissent le transporter vers le lieu où le programme doit résoudre les problèmes de concurrence. L'accès aux capacités de transport est dès lors essentiel et un programme de "cession de gaz" ne peut être couronné de succès que si la capacité disponible sur le réseau de transport est faible. Si la capacité de transport est réservée par l'entreprise qui organise le programme de "cession de gaz", elle doit être libérée pour l'opérateur du système de transport à hauteur des volumes de gaz cédés.

EFET: "Pour que la cession de quantités de gaz soit effective, il faut que l'accès des tiers soit correctement mis en œuvre et réglementé en aval du point de livraison."

(794) Les réponses des opérateurs du marché indiquent que les difficultés à obtenir une capacité de transport suffisante pour le volume de gaz acheté ont été l'un des principaux problèmes expliquant l'échec des premières ventes aux enchères du programme de "cession de gaz" allemand d'E.ON/Ruhrgas en Allemagne.

Accès au stockage

(795) Si les clauses de flexibilité prévue par le programme de "cession de gaz" ne sont pas suffisantes pour répondre aux besoins de flexibilité des grossistes et des utilisateurs finals, un accès à des capacités suffisantes de stockage est nécessaire pour garantir que les grossistes et les utilisateurs finals qui achètent du gaz dans le cadre du programme de "cession de gaz" puissent structurer le gaz acheté en fonction de leurs besoins ou de ceux de leurs clients. L'accès à des capacités de stockage est donc essentiel et un programme de "cession de gaz" ne pourra être couronné de succès si la capacité disponible dans le système de stockage de gaz est trop faible. Si une capacité de stockage est réservée par l'entreprise qui organise le programme, elle doit être libérée pour l'opérateur du système de stockage à hauteur du volume de gaz cédé.

Accès aux clients

(796) Un programme de "cession de gaz" a peu de chance d'aboutir si la plupart des clients sont liés à leurs fournisseurs de gaz dans le cadre de contrats de fourniture à long terme. Dans ces circonstances, un programme de "cession de gaz," ne devrait pas introduire beaucoup de concurrence sur les marchés gaziers, étant donné que les clients ne peuvent pas changer de fournisseurs. En conséquence, il est essentiel que les clients qui achètent du gaz dans le cadre d'un tel programme, ou indirectement en s'adressant à un négociant achetant du gaz dans ce contexte, aient la possibilité de résilier leurs contrats de fourniture de gaz existants ou de réduire leur obligation d'achat de gaz au titre de ces contrats.

Suivi et clause de révision

(797) L'expérience a montré que pour qu'un programme de "cession de gaz" fonctionne, il était important de pouvoir revoir ses modalités de mise en œuvre, afin de résoudre les difficultés rencontrées dans l'exécution pratique du programme. Compte tenu de la grande complexité et des spécificités des différents marchés, il est primordial de prévoir un suivi étroit par les autorités nationales compétentes et une flexibilité suffisante pour modifier les règles de la vente et de la fourniture de gaz de manière à tenir dûment compte des besoins des tiers.

(798) Alors que les programmes de "cession de gaz" imposés par les autorités de régulation de l'énergie peuvent être aisément revus et améliorés en permanence, cet exercice est plus ardu lorsque ce type de programme est mis en place à la suite d'engagements pris dans des affaires de concentration entre entreprises. Par conséquent, la marge de manœuvre laissée aux parties pour fixer les conditions et les modalités du programme doit être réduite afin de garantir l'efficacité de la mesure corrective, et la majeure partie des modalités pratiques/techniques de mise en œuvre ne doit pas faire partie des engagements joints à une décision, mais être définie ultérieurement sous le contrôle de l'autorité de la concurrence concernée.

b. Appréciation du programme de "cession de gaz" et de la cession de contrats proposés par les parties

(799) La Commission a conclu que le programme de "cession de gaz" et la cession de contrats proposés par les parties, compte tenu des modifications et des améliorations suggérées par les tiers ayant répondu à l'enquête, suffisent à écarter tous les problèmes de concurrence que la Commission avait identifiés lors de l'examen de l'opération de concentration. En particulier, la Commission est d'avis que la combinaison du programme de "cession de gaz" et de la cession de contrats permettra aux grossistes et aux utilisateurs finals de satisfaire leurs besoins de gaz à des conditions concurrentielles et non discriminatoires et, à tout le moins pour une part significative, indépendamment de l'entité issue de la concentration.

Volumes

(800) La Commission est notamment d'avis que les volumes proposés dans le cadre du programme de "cession de gaz" (ajoutés aux volumes libérés par la cession de contrats pour la production de MOL E&P) permettront de créer une liquidité de gaz suffisante sur les marchés du gaz et de l'électricité pour garantir le développement et le maintien d'une concurrence effective. Les quantités totales de gaz qui seront libérées par ces deux mécanismes sont significatives par rapport à d'autres programmes existants de "cession de gaz".

(801) Sur la base des prévisions de production actuelles de MOL E&P (telles qu'elles apparaissent à l'annexe de l'accord de fourniture), la Commission a estimé les quantités de gaz que les parties s'engagent à céder annuellement jusqu'à l'année gazière 2014/2015.

<emplacement tableau>

(802) Le tableau et diagramme figurant au considérant 799 ci-dessus montrent que, jusqu'en 2013/2014 au moins, des volumes considérables de gaz (près de 2 mmc) seront cédés et que les programmes dureront jusqu'en 2014/2015 (expiration des contrats d'achat en amont de MOL WMT et du contrat de fourniture de MOL E&P). Les quantités cédées par les parties représentent jusqu'à 14 % de la demande hongroise totale et 21 % des ventes totales de gaz des tiers (c'est-à-dire, à l'exclusion des ventes des SRD d'E.ON et de MOL WMT). En d'autres termes, les tiers pourront acheter une partie significative de leur gaz dans le cadre du programme de "cession de gaz" et/ou de la cession de contrats.

<emplacement tableau>

(803) Les engagements ne prévoient pas de restriction en termes de qualité des participants au programme de "cession de gaz" et le gaz cédé pourra donc être acheté par des clients industriels et commerciaux et par des producteurs d'électricité pour satisfaire leurs besoins propres ou par des négociants en gaz. Il n'est donc pas possible d'estimer la quantité de gaz cédée qui sera utilisée sur chacun des marchés en cause sur lesquels la Commission a identifié des problèmes de concurrence.

(804) Cependant, les quantités totales de gaz cédées au cours des années gazières 2007/2008 à 2013/2014 représentent environ 60 % de la taille du marché de la fourniture de gaz aux centrales électriques et 55 % de la taille du marché de la fourniture de gaz aux gros clients industriels. La Commission considère donc que les quantités de gaz cédées augmenteront de manière significative la liquidité de ces marchés et réduiront de ce fait le risque de comportement anticoncurrentiel de la part de la nouvelle entité.

(805) Les quantités totales de gaz que libéreront les deux mécanismes sont significatives par rapport aux normes internationales. À cet égard, les volumes de gaz à céder sont sensiblement supérieurs (en termes de pourcentage) à ceux des programmes similaires mis en œuvre dans d'autres pays d'Europe. À titre d'exemple, le programme de "cession de gaz" organisé par Econgas en Autriche représente 2,9 % du marché gazier autrichien total, le programme d'E.ON Ruhrgas en Allemagne correspond à 2,5 % et celui d'ENI en Italie équivaut à 3,1 % de la demande totale.

Programme de "cession de gaz"

(806) De l'avis de la Commission, le programme de "cession de gaz" proposé par les parties est conçu, en ce qui concerne ses caractéristiques principales (volumes, durée, mécanisme de fixation des prix) et ses aspects plus techniques (taille des lots, durée des contrats, règles de flexibilité) dans une large mesure selon les critères définis aux considérants 766 à 796 ci-dessus, qui sont généralement considérés comme étant les plus importants pour la réussite d'un tel programme. Le programme a été amélioré pour tenir compte des commentaires et suggestions formulés par les tiers interrogés. Les modalités détaillées de la mise en œuvre de la vente aux enchères et des contrats de fourniture de gaz seront élaborés par les parties sous le contrôle de l'OHE et présentés à la Commission pour approbation.

(807) La durée du programme de "cession de gaz" garantira une liquidité suffisante pendant un temps suffisamment long pour assurer que la structure du marché et les conditions de la concurrence ont changé. Il convient de souligner que les contrats actuels de fourniture de toutes les parties, y compris ceux conclus avec Gazprom et Panrusgáz, auront pris fin en 2015. Les contrats de fourniture de gaz entre la nouvelle entité et Gazprom et l'accès privilégié aux ressources gazières (qui confèrent à la nouvelle entité la possibilité d'interdire l'accès au gaz à ses concurrents en aval et d'entraver une concurrence effective sur les marchés de la fourniture de gaz) seront ouverts à la concurrence à cette date.

(808) Bien que l'enquête ait fait apparaître que Gazprom n'avait pas d'intérêt à fournir d'autres négociants concurrents de MOL WMT tant qu'il fournissait à ce dernier des volumes de gaz couvrant la majeure partie de la consommation hongroise de gaz, à l'expiration du contrat avec MOL WMT, Gazprom aura un intérêt économique évident à choisir son(ses) "partenaire(s) hongrois" en fonction de critères concurrentiels. Les grands acteurs internationaux du marché qui sont déjà présents en Hongrie par le biais d'une participation dans les SRD gazières (ENI, RWE et GDF) auront en effet intérêt à faire une offre pour ces nouveaux contrats de fourniture de gaz avec Gazprom et la Commission pense que la nouvelle entité et les principaux négociants en gaz actifs en Hongrie seront en mesure de négocier ces contrats de fournitures à égalité de conditions en 2015.

(809) En outre, le mécanisme de fixation des prix prévu par le programme garantira que les soumissionnaires sélectionnés obtiendront le gaz aux mêmes conditions concurrentielles que les parties, voire à un prix inférieur, du fait que le prix de mise aux enchères prévoit une ristourne de 5 % par rapport au WACOG. De l'avis de la Commission, le mécanisme de fixation des prix prévu dans les mesures correctives est intéressant pour les tiers et les incitera à participer activement aux ventes aux enchères. L'ensemble de solutions proposé prévoit également que les pertes financières potentielles dues au mécanisme de fixation des prix seront supportées par les parties pour une large part.

(810) En ce qui concerne la mise en œuvre du programme de "cession de gaz", il y a lieu de veiller à ce que tous les participants soient admis à des conditions transparentes et non discriminatoires et que la vente soit conclue à des conditions concurrentielles.

(811) À cette fin, différents paramètres du programme de "cession de gaz" ont été modifiés par les parties à la suite de l'enquête, afin de répondre aux besoins des acheteurs potentiels. Ainsi, la taille des lots a été ajustée pour répondre aux spécificités des marchés hongrois: trois tailles de lots sont désormais proposées pour mieux répondre aux besoins des différentes catégories d'acteurs du marché. Le délai entre la vente aux enchères et la livraison a été prolongé de deux mois afin de donner plus de temps aux soumissionnaires sélectionnés pour trouver de nouveaux clients s'ils veulent revendre le gaz qu'ils ont acheté.

(812) L'accès aux clients est également garanti dans les mesures correctives proposées, puisque les parties s'engagent à modifier les contrats existants avec leurs clients actuels désireux d'acheter du gaz dans le cadre du programme de "cession de gaz", soit directement soit par l'intermédiaire d'un grossiste.

(813) La Commission estime que le cadre réglementaire hongrois (notamment, le principe de la "capacité suit le client") devrait permettre de mettre à la disposition des soumissionnaires sélectionnés des capacités de transport et de distribution suffisantes pour acheminer le gaz acheté à l'intérieur du territoire hongrois.

Cession de contrats

(814) De l'avis de la Commission, le cessionnaire du contrat va représenter une force concurrentielle viable et de taille sur les marchés gaziers hongrois. Le cessionnaire achètera des volumes considérables de gaz à MOL E&P à partir de juillet 2007 (date prévue pour la poursuite de la libéralisation des marchés gaziers hongrois) jusqu'en 2013/2014, indépendamment de la nouvelle entité. Il pourra également combiner la cession de contrat avec l'achat de volumes de gaz dans le cadre du programme de "cession de gaz" jusqu'en 2013/2014. Le cessionnaire du contrat disposera donc de ressources gazières suffisantes à long terme pour asseoir sa position sur les marchés hongrois du gaz et accroître la liquidité de ces marchés.

(815) Le fait que les modalités et conditions du contrat soient similaires pour la nouvelle entité et le cessionnaire garantit à ce dernier qu'il pourra concurrencer la nouvelle entité. En particulier, MOL E&P s'est engagée à accorder le même traitement à WMT et au tiers dans l'exercice de ses options de vente en ce qui concerne les quantités produites.

(816) L'accès aux clients est également prévu par les mesures correctives puisque les parties s'engagent à autoriser la modification, en faveur du tiers cessionnaire, des contrats existants de leurs clients actuels qui font l'objet d'une cession.

(817) Le cadre réglementaire hongrois (en particulier, le principe de la "capacité suit le client") devrait permettre la mise à la disposition du tiers cessionnaire de capacités de transmission et de stockage suffisantes pour acheminer le gaz acheté à l'intérieur du territoire hongrois.

Stockage

(818) Par ailleurs, les engagements des parties visant à donner aux soumissionnaires sélectionnés du programme de "cession de gaz" et au cessionnaire du contrat un accès au stockage à un prix réglementé suffisent à accorder un accès effectif et non discriminatoire aux capacités de stockage pour les volumes de gaz en cause. La Commission est d'avis que cet engagement permettra aux négociants et aux clients de structurer le gaz acheté pour répondre à leurs besoins et à ceux de leurs clients.

Suivi

(819) Enfin, le suivi effectif par l'OHE, assisté du mandataire de la Commission, aidera cette dernière à veiller à ce que les parties respectent pleinement leurs engagements pendant toute leur durée.

C. Conditions et charges

(820) En application de l'article 8, paragraphe 2, deuxième alinéa, première phrase, du règlement sur les concentrations, la Commission peut assortir sa décision de conditions et charges destinées à assurer que les entreprises concernées se conforment aux engagements qu'elles ont pris à son égard en vue de rendre la concentration compatible avec le marché commun.

(821) En cas de non-respect d'une condition, la décision de la Commission déclarant la concentration compatible avec le marché commun devient caduque. Lorsque les entreprises concernées enfreignent une obligation, la Commission peut abroger la décision autorisant une concentration en application de l'article 8, paragraphe 5, point b), du règlement sur les concentrations. Les entreprises concernées peuvent également se voir infliger des amendes et des astreintes en application de l'article 14, paragraphe 2, point d), et de l'article 15, paragraphe 2, point c), du règlement sur les concentrations.

(822) Conformément à la distinction fondamentale décrite plus haut, la présente décision devrait être subordonnée au respect des conditions visées à la Section B, sous-sections I et II, de l'annexe.

(823) Conformément à la distinction fondamentale décrite plus haut, la présente décision devrait être subordonnée au respect des charges visées à la section B, sous-sections III, IV et V, et à la section C, de l'annexe.

VIII. CONCLUSION

(824) La Commission a conclu que les engagements présentés par la partie notifiante suffisent à écarter les problèmes de concurrence que pose la présente opération de concentration. En conséquence, sous réserve du plein respect des engagements pris par la partie notifiante, l'opération notifiée devrait être déclarée compatible avec le marché commun et le fonctionnement de l'accord EEE.

A ARRÊTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION:

Article premier

L'opération notifiée, par laquelle E.ON Ruhrgas AG prend le contrôle exclusif de MOL Földgázellátó Rt. et de MOL Földgáztároló Rt. au sens de l'article 3, paragraphe 1, point b), du règlement (CE) n° 139-2004, est déclarée compatible avec le marché commun et le fonctionnement de l'accord EEE.

Article 2

L'application de l'article 1er est subordonnée au respect des conditions énoncées à la section B, sous-section I, de l'annexe.

Article 3

L'application de l'article 1er est subordonnée au respect des charges énoncées à la section B, sous-section III, IV et V de l'annexe.

Article 4

E.ON Ruhrgas International AG

E.ON Ruhrgas AG

Huttropstrasse 60 D - 45138 Essen Allemagne

sont destinataires de la présente décision.

Notes :

1 JO L 24 du 29.1.2004, p. 1.

2 JO C ...,...200. , p....

3 JO C ...,...200. , p....

4 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).

5 Voir, notamment, décision de la Commission du 9 décembre 2004 dans l'affaire COMP/M.3440 - EDP/ENI/GDP.

6 À titre de comparaison, le gaz naturel représente 40 % de la consommation énergétique de base des Pays-Bas et 39 % de celle du Royaume-Uni. Contrairement à la Hongrie, les Pays-Bas - ainsi que le Royaume-Uni jusqu'à l'année dernière - sont exportateurs nets de gaz.

* 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.

7 Chiffres fournis par les parties en date du 29 août 2005.

8 La société américaine POGO est également active dans l'exploration gazière en Hongrie, mais elle ne produit pas encore de gaz naturel. La filiale hongroise de POGO, POGO Hungary KFT, a été rachetée en juin 2005 par la société américaine Toreador Resources Co et changera de raison sociale pour devenir Toreador.

9 Le gaz à haut pouvoir calorifique se caractérise par des propriétés de combustion plus élevée, définies selon la norme hongroise 1648 MSZ 2/H.

10 Le gaz à faible pouvoir calorifique se caractérise par des propriétés de combustion plus faibles définies selon la norme hongroise 1648 MSZ 2/S. Ce gaz possède des paramètres différents de ceux des gaz à faible pouvoir calorifique dans les autres pays (le CO2, plutôt que l'azote, prévaut comme composante non combustible, pour des raisons géologiques particulières).

11 Le gaz inerte est un gaz dont les propriétés de combustion sont inférieures à la norme MSZ 1648 2/S. Le gaz inerte contient plus de dioxyde de carbone et plus d'azote.

12 Les gisements de gaz à faible pouvoir calorifique seront épuisés d'ici [...]*.

13 MOL WMT a réservé [2-4]* mmc sur le gazoduc HAG auprès d'OMV, l'opérateur gazier autrichien historique, sur la base du principe ship-or-pay ("transporter ou payer") jusqu'en [...]*.

14 Bien que les importations réelles se soient élevées à près de [10-13]* mmc en 2004 (hors transit), les capacités annuelles totales réservées ont atteint environ [15-20]* mmc en 2004. Ceci laisse à penser qu'il existe un engorgement contractuel aux points d'entrée (capacité réservée, mais pas entièrement utilisée).

15 Proposition présentée à la réunion du conseil d'administration de MOL [...]*, 9/12/2002, [...]*.

16 Voir compte rendu de la réunion avec l'OHE du 26 juillet 2005.

17 Voir réponse de E.ON du 10 mai 2005 à la question 39 du projet de formulaire CO: "E.ON Ruhrgas, société-mère d'ERI, dispose d'un portefeuille de fourniture de gaz comprenant plusieurs sources. E.ON Ruhrgas vend du gaz à ses clients sur la base de ce portefeuille diversifié. Il est impossible de ventiler l'origine du gaz pour les ventes par pays, car E.ON Ruhrgas fournit chaque client à partir de l'ensemble du portefeuille diversifié"; réponse de GDF à la question 33 de la demande de renseignements du 19 juillet 2005.

18 Compte rendu du conseil d'administration de MOL du 6 avril 2004.

19 DBGÁZ Kft., TIGÁZ 2 Kft., OERG Kft., DUNAFERR ESZ. Kft. 1, DUNAFERR ESZ. Kft. 2, Csepel ESZ Kft., et Magyar Gázszolgáltató Kft. Il ne sera plus question de ces SRD dans la section "Appréciation au regard des règles de concurrence" de la présente décision, dans la mesure où leurs ventes sont marginales.

20 En Hongrie, il n'est pas possible, pour des raisons géologiques, d'utiliser les sites de stockage pour l'écrêtement de la demande de pointe, car ces gisements épuisés se trouvent dans du grès, une roche trop fragile qui ne convient pas, d'un point de vue technique, à l'injection et au retrait rapides de gaz des installations de stockage.

21 Outre les lois et décrets hongrois d'application des directives de l'UE sur le gaz, la législation concernant le secteur du gaz inclut le règlement communautaire sur les conditions d'accès aux réseaux de transport de gaz (JO L 289 du 3.11.2005, p. 1), qui entrera en vigueur le 1er juillet 2006. Ce règlement garantit que les orientations volontaires de bonnes pratiques d'ATR pour les opérateurs de systèmes de transport adoptées au forum de Madrid seront appliquées dans tous les États membres de l'UE. Enfin, les "GGPSSO" (Guidelines for Good TPA Practice for Storage System Operators, ou orientations de bonnes pratiques d'ATR pour les opérateurs de système de stockage) ont été adoptées par le groupe des régulateurs européens pour l'électricité et le gaz ("ERGEG") le 23 mars 2005, mais le respect de ces orientations est volontaire et n'est actuellement pas obligatoire . (http://europa.eu.int/comm/energy/gas/madrid/jwg/ggpsso_23.3.2005.pdf)

22 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 du 15 juillet 2003, p. 57.

23 Voir diapositive 41 de l'exposé "Natural Gas Market II" (Marché du gaz naturel II) de l'OHE, 26 juillet 2005.

24 Article 36 de la LHG et article 1er, paragraphe 1, du décret sur l'éligibilité.

25 Article 36, paragraphe 2, de la LHG.

26 Exposé de MOL du 27 juillet 2005.

27 Les contrats avec [...]*et [...]*expirent en [2000-2020]*, [...]*.

28 Le grossiste de service public est uniquement habilité à fournir du gaz naturel à des fins de service public à un nombre limité de clients mentionnés dans la licence du grossiste de service public.

29 Ces services sont les suivants: transport, distribution, stockage de service public, fourniture de gaz entre le grossiste de service public et les fournisseurs de service public (c'est-à-dire les ventes de MOL WMT aux SRD), fourniture de gaz entre les fournisseurs de service public ou, dans certains cas, le grossiste de service public, et les clients du service public (c'est-à-dire les ventes des SRD ou, dans certains cas, de MOL WMT aux clients résidentiels et aux clients non résidentiels éligibles qui n'ont pas changé de fournisseur).

30 Aux termes de l'article 48, paragraphe 2, de la LHG, le prix officiel doit couvrir les coûts des actifs faisant partie d'un investissement justifié et les coûts de la bonne marche du service, et également le profit nécessaire à l'exploitation permanente (principe dit du prix de revient majoré).

31 Édenergia Kereskedelmi Kft., la filiale distincte de négoce détenue conjointement par les deux SRD de Gaz de France, ÉGÁZ et DÉGÁZ; Fovárosi Gázkereskedelmi Kft., la filiale distincte de négoce de FOGÁZ Rt. (RWE, E.ON et la municipalité de Budapest); et E.ON EK, la filiale de négoce du groupe E.ON en Hongrie (distincte des deux SRD gazières de E.ON, DDGÁZ et KÖGÁZ). Toutefois, TIGÁZ (Italgaz/ENI et RWE) détient elle-même une licence pour le gaz.

32 MOL WMT, PANRUSGÁZ Magyar Orosz Gázipari Rt., Elso Magyar Földgáz- és Energiakereskedo és Szolgáltató Kft. ("EMFESZ"), E.ON Energiakereskedo Kft. ("E.ON EK"), BC Energiakereskedo Kft., CENTREX Rt., DBGÁZ Kft., DUNAFERR Központi Beszerzési Kft., EURO-BRIDGE Kereskedelmi és Szolgáltató Kft., Édenergia Kereskedelmi Kft. (filiale de deux SRD de Gaz de France, ÉGÁZ et DÉGAZ), ENERGY CAPITAL Energiakereskedo Kft., Fovárosi Gázkereskedelmi Kft. (filiale de FOGÁZ Rt.) et TIGÁZ Rt. (filiale de Italgas/ENI).

33 L'article 30, paragraphe 1, de la LHG oblige spécifiquement le détenteur de la licence de transport à donner accès à la capacité disponible du système qu'il utilise moyennant le paiement d'une redevance (i) au grossiste de service public, (ii) aux négociants, (iii) aux clients éligibles jusqu'à concurrence de leur propre utilisation, (iv) aux producteurs de gaz naturel jusqu'à concurrence de leur production de gaz, et (v) à l'opérateur du système dans la mesure nécessaire pour assurer la stabilité du système.

34 Conformément à l'article 30, paragraphe 4, le détenteur d'une licence de distribution donnera accès, moyennant rémunération, au réseau qu'il utilise (i) aux SRD, (ii) aux négociants, (iii) au client éligible jusqu'à concurrence de sa propre utilisation, (iv) au producteur de gaz naturel jusqu'à concurrence du gaz qu'il produit lui-même et (v) à l'opérateur du système dans la mesure nécessaire pour assurer la stabilité du système.

35 Aux termes de l'article 30, paragraphes 2 et 3, le détenteur d'une licence de stockage est tenu de donner accès, moyennant rémunération, à la capacité disponible du système qu'il utilise à l'opérateur de système dans la mesure nécessaire pour assurer la stabilité du système. Si, ayant satisfait aux besoins de l'opérateur du système, le détenteur de la licence de stockage dispose encore de capacité disponible, il est tenu de donner accès, moyennant rémunération et dans des conditions commerciales ouvertes, transparentes et non discriminatoires, (i) aux grossistes et au grossiste de service public, (ii) aux clients éligibles jusqu'à concurrence de leur propre utilisation, et (iii) aux négociants.

36 L'article 30, paragraphe 5, de la LHG dispose que les conditions d'accès ne peuvent inclure aucune discrimination injustifiée, ne peuvent donner lieu à aucun abus, ne peuvent tolérer aucune restriction injustifiée et ne peuvent mettre en danger la sécurité et la qualité des fournitures. Aux termes de l'article 31 de la LHG, l'accès aux réseaux de transport et de distribution ou au stockage peut être refusé: (i) s'il n'y a pas de capacité disponible pour satisfaire la demande; (ii) si l'accès empêcherait la fourniture de gaz aux clients prioritaires; (iii) en cas de dysfonctionnement ou de crise grave du système coopératif gazier ou (iv) si la qualité du gaz à introduire dans le système n'est pas conforme aux exigences minimales de qualité fixées par le Code du réseau.

37 Point 5.1.3.1 (g) du Code du réseau.

38 Article 5.1.3.2 (a) du Code du réseau. Les capacités à publier sont les capacités techniques maximales journalières (en m³/jour) et horaires (en m³/heure), les capacités horaires et journalières déjà réservées par les utilisateurs du système et les capacités disponibles. Elles doivent être publiées douze mois à l'avance, ventilées par mois et mises à jour chaque mois. La méthode utilisée par le détenteur de la licence pour déterminer les capacités disponibles doit être approuvée par l'OHE et elle est également publiée sur le site Internet. Voir diapositives 37 et 38 de l'exposé de l'OHE intitulé "Hungarian Gas Market II" (Le marché hongrois du gaz II), 26 juillet 2005; réponse d'E.ON à la question 4 de la demande de renseignements du 29 juin 2005.

39 Sur le segment ouvert du marché, les frais d'exploitation du système, les frais de transport et les frais de distribution sont généralement payés par le négociant en gaz aux détenteurs des licences d'exploitation du système, de transport et de distribution, et ensuite répercutés sur le client éligible par le négociant.

40 Il faut souligner que les SRD ne sont pas habilitées à réserver et à obtenir des capacités disponibles dans le système hongrois de stockage pour leurs fournitures de service public (mais elles peuvent réserver des capacités de stockage pour approvisionner des clients sur le segment ouvert du marché).

41 L'année gazière court du 1er juillet au 30 juin pour le transport et du 1er avril au 31 mars pour le stockage.

42 L'article 3, paragraphe 4, du décret sur l'éligibilité stipule que: "Les clients enregistrés comme étant éligibles ont droit à la capacité de transport, de stockage, de distribution et à la capacité transfrontalière dans la mesure où la réservation de celle-ci est prévue dans le contrat de service public, même après l'expiration du contrat de service public. Les règles de détermination de cette capacité sont indiquées dans le Code du réseau. Cette capacité n'est pas considérée comme une demande de nouvelle capacité de réservation". Voir aussi le point 5.1.2 du Code du réseau.

43 Le titulaire d'une licence de fourniture en gros de service public (la branche service public de MOL WMT) et les titulaires d'une licence de fourniture de service public (les SRD) sont tenus, en vertu de l'article 32 du décret d'application, de réduire le niveau des capacités réservées de transport, distribution et stockage parallèlement à la diminution de la demande résultant du passage des clients éligibles chez des titulaires d'une licence de négoce de gaz. Cette disposition est outre reflétée à l'article 3, paragraphe 5, du décret sur l'éligibilité, qui prévoit que le titulaire d'une licence de fourniture en gros de service public et les titulaires d'une licence de fourniture de service public sont habilités à modifier, sans conséquences négatives, telles que des pénalités contractuelles, les accords de capacité de réservation qu'ils ont conclus avec les titulaires d'une licence de transport, de stockage et de distribution, à la condition que ces modifications soient motivées par un changement de fournisseur des clients éligibles et que certaines capacités soient ainsi libérées .

44 Point 5.1.2 du Code du réseau.

45 Le facteur de synchronisation résulte du fait que les pointes de demande de capacité aux points de sortie surviennent à des moments différents pour différents clients. En d'autres termes, la capacité de pointe au point d'entrée que doit réserver un fournisseur disposant d'un important portefeuille de clients (capacité agrégée de pointe de tous les clients) est inférieure à la somme des capacités de pointe réservées aux points de sortie. Par exemple, un facteur de synchronisation de 0,97 pourrait être calculé pour l'année gazière 2005-2006. Voir diapositives 22-32 de l'exposé "Natural Gas Market II" (Marché du gaz naturel II) de l'OHE, 26 juillet 2005.

46 Voir diapositive 32 de l'exposé "Natural Gas Market II" (Marché du gaz naturel II) de l'OHE, 26 juillet 2005.

47 Le gaz à faible pouvoir calorifique (gaz 2/H) et le gaz inerte, produit uniquement en Hongrie, sont fournis via des infrastructures de distribution distinctes, ce qui pourrait conduire à la définition de marchés de produits distincts. Toutefois, ces deux qualités de gaz ne représentent respectivement que [0-5]*% et [0-5]* % du total de la consommation hongroise. La Commission n'a donc pas développé davantage son analyse à cet égard.

48 La fourniture de gaz aux négociants, aux SRD et aux grands clients est souvent qualifiée de vente "en gros", alors que la fourniture de gaz aux petits clients est qualifiée de vente "au détail".

49 En application de l'article 36 amendé de la LHG, les clients éligibles peuvent désormais mettre fin à leur contrat de service public à tout moment avec effet au premier jour du quatrième mois suivant et ils peuvent demander à leur RDC ou à leur grossiste de service public à revenir au marché réglementé à tout moment avec effet au 1er juillet de l'année suivante. Les parties peuvent convenir de dates différentes.

50 Compte rendu de la réunion du 26 juillet 2005 de l'OHE: "Les clients raccordés au réseau de transport ne sont pas très différents de ceux raccordés aux réseaux de distribution. Il s'agit davantage d'une question d'implantation que d'une question de taille et de secteur. Historiquement, certaines sociétés ont été construites près du réseau de transport."

51 Voir, notamment, la décision de la Commission du 8 octobre 2004 dans l'affaire COMP/M.3410 - Total/Gaz de France.

52 En Hongrie, les réseaux de distribution de gaz sont détenus et exploités par les SRD.

53 Voir, notamment, la décision de la Commission du 8 octobre 2004 dans l'affaire COMP/M.3410 - Total/Gaz de France.

54 Voir, notamment, la réponse de MVM à la question 8 de la demande de renseignements du 3 juin 2005.

55 Réponse de MVM à la question 11 de la demande de renseignements du 3 juin 2005.

56 Compte rendu de la réunion avec EMFESZ du 28 juillet 2005.

57 Conformément à l'article 51 de la loi hongroise sur l'électricité (LHE), il était obligatoire de détenir une licence pour créer et exploiter une centrale électrique d'une capacité supérieure à 50 MW, mais cette différence disparaîtra partiellement à la suite des récentes modifications de la LHE, qui imposent des exigences similaires pour les licences attribuées aux centrales de plus de 0,5 mw.

58 [...]* Une tierce partie active dans le secteur du gaz a également indiqué que: "Nous ciblons principalement les gros clients industriels et les centrales électriques, parce que ces clients sont les mieux préparés à l'ouverture du marché du gaz (capacité de désignation, gestion de la consommation journalière, etc.) Ils sont aussi les clients les plus exigeants et demandent également des offres de marché ouvert à leur distributeur de gaz. Les gros clients sont des clients spécifiques qui ont des intérêts et une demande spécifiques; il est impossible de leur proposer des offres standard."

59 Voir, notamment, la réponse d'EDF aux questions de la Commission du 11 août 2005.

60 Ainsi que cela a déjà été mentionné, les capacités réservées par MOL WMT pour l'année gazière 2004/2005 se sont élevées à [10-12]* mmc/an et [25-35]* millions de m³/jour (sur 15,01 mmc/an et 41,3 millions de m³/jour) à Beregovo et à [1-4]* mmc/an et [6-10]* millions de m³/jour sur 4,5 mmc/an et à 12,3 million de m³/jour au point d'entrée HAG. En outre, une capacité de transit de [3-6]* mmc/an et de [10-13]* millions de m³/jour est réservée au point d'entrée de Beregovo par la société serbe Nis et la société de Bosnie-et-Herzégovine BHGas.

61 Les acteurs du marché qui ont recours au stockage du gaz à l'étranger devraient importer plus de gaz en période de pointe, ce qui pourrait s'avérer difficile étant donné la capacité disponible limitée aux points d'entrée en Hongrie.

62 Formulaire CO, page 110.

63 Sauf le gaz de transit.

64 Formulaire CO, page 96.

65 Affaire COMP/M.3440 ENI/EDP/GDP.

66 "Dès que les clients résidentiels deviendront éligibles, cette approche régionale prendra fin, puisque les clients pourront décider avec quel fournisseur/négociant ils passeront un contrat", réponse de Pannonpower au questionnaire phase I de la Commission.

67 Formulaire CO, page 192.

68 La section V, (ii), a) contient de plus amples détails sur la structure de la production d'électricité en Hongrie.

69 Sur la carte ci-dessus, il convient de noter que les centrales électriques gaz/pétrole utilisent le gaz comme combustible principal.

70 Plusieurs vieilles centrales électriques au charbon ont déjà été fermées en Hongrie et la majorité de celles qui restent devraient l'être pour des raisons environnementales.

71 Commission européenne, "Rapport annuel sur la mise en œuvre du marché intérieur du gaz et de l'électricité", 5 janvier 2005.

72 JO L 27 du 30 janvier 1997, p. 20.

73 JO L 176 du 15 juillet 2003, p. 37.

74 Proposition de modification du système de relations commerciales du marché hongrois de l'électricité en vue d'améliorer l'efficacité de la concurrence pour attirer les consommateurs et parvenir à une conformité complète avec les directives européennes pertinentes, juin 2005, http://www.eh.gov.hu/gcpdocs/200506/ honlaprateljes2005jnius27_angol.pdf.

75 Décret d'application de la LHE (article 2, paragraphe 7, de l'annexe 1/b du décret gouvernemental n° 180-2002), relatif à l'égibilité des clients dans le secteur de l'électricité.

76 Article 17 de la LHE.

77 Les AAE sont généralement conclus pour une durée de 20 ans, mais des périodes plus courtes sont possibles pour certaines centrales.

78 Article 3, paragraphe 23, de la LHE.

79 Article 18 de la LHE et décision du gouvernement n°1070-2005 du 8 juillet 2005.

80 AES Borsodi Energetikai Kft., APT Hungária Kft. , Árpád Energia Kft., Atel Energia Tanácsadó Kft., D-Energia Kereskedelmi Kft., DUNAFERR Központi Beszerzo Kft., EFT Budapest Rt., Electrabel Magyarország Kft., Elektra Energia Kft., ENERGY CAPITAL Kft., ENKER-TEAM Kft., Entrade Hungary Kft., E.ON Energiakereskedo Kft., Észak-Budai Energiakereskedo Kft., ETC Hungary Kft., JAS Budapest Kereskedelmi és Szolgáltató Rt., Magyar Áramszolgáltató Kft. , Mátrai Eromu Rt., MVM Partner Rt., PANNONTRADING Kft., PCC Energie Kft., Sempra Energy Europe Kft. et System Consulting Rt.

81 Article 42, paragraphe 1, de la LHE.

82 Article 44, paragraphe 1, en ce qui concerne le grossiste de service public.

83 La dernière modification apportée à la LHE a supprimé les conditions supplémentaires en vertu desquelles l'électricité cogénérée doit être produite avec de la chaleur utilisant des combustibles identiques et par un processus de conversion d'énergie présentant une efficacité minimale de 65 %.

84 Le nouveau modèle de marché recommandé décrit dans le nouveau modèle pour l'électricité sera très probablement mis en œuvre en juillet 2007.

85 Décret du gouvernement 183-2002.

86 Compte-rendu de l'entretien téléphonique avec M. Hatvani, vice-secrétaire d'État, MET, le 23 août 2005.

87 Voir communiqué de presse de la Commission IP 05/1407 du 10 novembre 2005.

88 La renégociation des AAE pourrait aboutir à la transformation des actuels accords de capacité physique et de fourniture d'énergie en obligations de paiements financiers, dans le cadre desquels MVM n'aurait qu'une fonction de chambre de compensation.

89 En cas de liquidité insuffisante du marché, les négociants ayant une forte puissance sur le marché pourraient être invités par l'OHE à fournir les PSU, afin que ces derniers puissent assumer leurs fonctions.

90 Formulaire CO, page 113.

91 Affaire COMP/M. 2947 Verbund/Energie Allianz, COMP/M. 3268 Sydkraft/Graninge, COMP/M.3440 ENI/EDP/GDP.

92 Les services de gros qui se rapprochent le plus des services d'équilibrage d'énergie sont les opportunités de négoce appelées "intra-journalières", qui permettent aux entreprises qui ont trop ou pas assez d'électricité de négocier leurs surplus ou d'acheter ce qui leur manque. Toutefois, s'il n'y a pas de négoce intra-journalier en continu avec livraison immédiate, ce système de négoce ne suffit pas à lui seul à équilibrer l'offre et la demande à tout moment.

93 Voir affaire COMP/M.3268-Sykdraft/Graninge.

94 L'électricité peut également être importée directement par les gros clients industriels. Toutefois, l'activité des gros clients industriels sur le marché hongrois est actuellement très limitée.

95 Formulaire CO, pages 113 et 114.

96 MVM est également propriétaire du négociant d'électricité MVM Partner.

97 Article 43 de la LHE.

98 10-120 kV pour les clients de TITÁSZ par exemple - Source: réponses des parties à la demande de renseignements du 18/07/05 (question 15). Les parties soulignent que les grandes entreprises industrielles sont souvent approvisionnées en moyenne tension (10-20-35 kW), comme [...]*.

99 Réponse d'E.ON à la demande de renseignements de la Commission du 18 juillet 2005. Supplément au dossier I, réponse à la question 122. "E.ON Energie, Journée des marchés de capitaux", Munich, 6 septembre 2004.

100 Les parties estiment que le marché de la fourniture d'électricité aux clients résidentiels a une portée infranationale; tous les autres marchés ont une dimension nationale. d'importation.

101 Annuaire statistique de l'UCTE, 2003.

102 Exposé de MAVIR: "Information on the Hungarian Power System and on the Hungarian Power System Operator Company" (Informations sur le système énergétique hongrois et sur la société hongroise opératrice du système énergétique hongrois), mai 2005.

103 Communication d'E.ON du 2 septembre 2005.

104 "L'encombrement est dû à une demande plus importante que l'offre. Les OST organisent des ventes aux enchères des capacités de transit transfrontalières à chaque connexion frontalière encombrée. Le produit de ces ventes aux enchères est payé aux OST et, dans la pratique, les OST encaissent les différences de prix entre les marchés."

105 Article 34 du décret d'application de la LHE.

106 Affaire COMP/M.3440 ENI/EDP/GDP.

107 Exposé de l'OHE: "Hungarian Electricity Market" (Le marché hongrois de l'électricité), 26 juillet 2005.

108 Voir notamment la réponse d'EMFESZ aux questions 23 d) et 25 d) de la demande de renseignements du 19 juillet 2005.

109 Absence d'acteurs sur le marché et d'offres sur le "marché secondaire" du gaz (vente de gaz par des négociants en gaz).

110 Voir exposé des parties du 5 juillet 2005.

111 Communication de MOL du 8 septembre.

112 Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties soutiennent que le prix moyen inférieur du gaz domestique est dû à son pouvoir calorifique moindre. Selon les parties, le gaz domestique et le gaz importé ont le même prix si l'on tient compte de leur pouvoir calorifique.

113 Réponse d'E.ON du 6 juillet 2005 aux questions 5 et 6 de la demande de renseignements de la Commission du 29 juin 2005.

114 L'accord prévoit [...]* pendant la durée du contrat. Les quantités fournies devraient également se maintenir à l'intérieur d'une fourchette de [...]* % par rapport aux prévisions de production de MOL E&P après l'année gazière [...]*.

115 Réponse des parties à la communication des griefs, II.4, page 17.

116 Réponse des parties à la communication des griefs, II.4, page 17.

117 Réponse des parties à la communication des griefs, Annexe I, p. 11.

118 Afin d'éviter toute confusion, la Commission ne précise pas que l'intérêt de MOL E&P à privilégier MOL WMT est la conséquence de l'opération proposée. La Commission estime simplement que la participation minoritaire de 25 % que MOL conservera dans MOL WMT maintiendra l'incitation de MOL E&P à favoriser MOL WMT après l'opération.

119 Afin d'éviter toute confusion, la Commission n'indique pas que l'accès des tiers à la production domestique sera réduit du fait de l'opération proposée. La Commission déduit toutefois du nouveau contrat de fourniture conclu entre MOL E&P et MOL MT (dans le cadre de l'opération) que la nouvelle entité bénéficiera d'une accès quasi exclusif à la production de gaz domestique durant [...]* (comme MOL WMT avant l'opération). Ceci compense fortement tout effet favorable à la concurrence que la scission (partielle) entraînée du fait de l'opération projetée, entre MOL E&P et MOL WMT aurait pu avoir.

120 Gazprom contrôle également en dernier ressort, directement ou indirectement, l'accès au gaz turkmène, comme l'ont indiqué EMFESZ et Centrex, les deux entreprises qui importent (ou envisagent d'importer) du gaz turkmène en Hongrie.

121 Notamment, le gaz provenant du Turkménistan.

122 Le contrat a pris effet [...]*; le volume annuel normal s'élève à [0-3]* mmc.

123 [...]* et compte rendu de la réunion avec EMFESZ le 28 juillet 2005, p. 2: "Depuis le 1er janvier 2005, EMFESZ vend 1,2 mmc à MOL WMT. EMFESZ pense qu'il vend du gaz à MOL WMT pour satisfaire ses besoins en gaz en tant que titulaire d'une licence de négociant (et non en tant que grossiste de service public). MOL WMT achète à EMFESZ les quantités supplémentaires dont elle a besoin en hiver et achète un volume stable tout au long de l'année en vertu de son contrat avec Gazprom."

124 [...]*

125 [...]*

126 En supposant un prix de gros du gaz de [25-35]* HUF par m³.

127 Communication des parties du 14 octobre 2005.

128 Réponse d'Euro-Bridge à la demande de renseignements du 3 juin 2005 ("D'après notre expérience, étant donné la situation du secteur hongrois du gaz et, en particulier, les plans d'E.ON, nous nous demandons s'il existera jamais un marché véritablement concurrentiel et des conditions de concurrence réelles en Hongrie. En effet,

- la fourniture de gaz dépend, dans la pratique, d'une seule source (la société russe Gazprom) passant par le gazoduc transfrontalier oriental. Le gazoduc occidental a une faible capacité et n'a qu'un rôle stratégique en cas de perturbations du côté oriental. Le gaz venant de l'Ouest (russe également) se situe à un niveau de prix sensiblement plus élevé et les consommateurs hongrois ne pourraient pas se permettre d'acheter exclusivement ce gaz;

- l'approvisionnement en gaz du pays est pratiquement aux mains de MOL; les compagnies de distribution achètent le gaz à MOL étant donné qu'il n'y a pas d'autre alternative plus économique. Il est parfaitement évident qu'un nouvel acteur du marché ne pourrait pas entrer sur le marché sans

129 Bien que, selon l'OHE, le gaz en provenance du Moyen-Orient ne sera vraisemblablement pas moins cher que le gaz russe, en raison des 3 000 kilomètres de gazoduc prévus.

130 Un tiers actif dans le secteur du gaz a déclaré ceci: "En Hongrie, l'approvisionnement en gaz est dominé par Panrusgáz, qui achète le gaz à Gazprom. Nous ne pensons pas qu'une concentration modifierait cette situation étant donné que, d'une part, il existe des contrats de fourniture à long terme et que, de l'autre, Gazexport a une participation dans Panrusgáz. Nous ne pensons pas que Gazexport créera sa propre concurrence en fournissant du gaz à de nouvelles entreprises à des prix inférieurs."

131 E.ON détient une participation directe de 3,5 % dans Gazprom et une participation indirecte de 3 % par l'intermédiaire de Gerosgaz JV, une entreprise commune entre OOO Gazexport et Ruhrgas AG créée en 1999.

132 Voir site web de Gazprom: http://www.gazprom.ru/eng/articles/article8925.shtml, au 6 juillet 2005.

133 Voir, par exemple, Agence France Presse du 1er avril 2005, Gazprom intéressé par 11,8% de MOL.

134 Niederschrift über die Sitzung des Vorstands der E.ON Ruhrgas International AG am 9. August 2004, per Telefonkonferenz, Vorlage für den Vorstand, p. 7, Annexe 8 du formulaire CO.

135 Réponse d'E.ON du 10 mai 2005 à la question 19 du projet de formulaire CO.

136 Voir, par exemple, l'article intitulé "L'énigme énergétique russe", publié dans The Economist du 6 octobre 2005: "Le mois dernier, M. Poutine et Gerhard Schröder, le chancelier allemand, ont présidé au lancement du dernier projet titanesque de Gazprom: un gazoduc de 4 milliards d'EUR (5 milliards de USD) qui reliera la mer Baltique à l'Allemagne, le principal client étranger de Gazprom et, par la suite, à la Grande-Bretagne. M. Poutine a une nouvelle fois souligné l'importance du projet lors du sommet UE-Russie qui s'est tenu cette semaine. Près de la moitié des importations de gaz de l'Union européenne provient de Russie. La demande européenne devrait doubler entre 2000 et 2030. Gazprom et le Gouvernement russe affirment que le gazoduc de la Baltique est une manière utile de diversifier les voies d'approvisionnement vers un marché en pleine croissance."

137 Voir article dans l'édition du 23 août 2005 de European Gas Markets (publiée par Heren Energy) "RosUkrEnergo's activities scrutinised" (Les activités de RosUrkEnergo passées à la loupe).

138 Toutefois, la question de savoir si EMFESZ peut devenir un acteur du marché hongrois du gaz à long terme, étant donné que son fournisseur RosUkrEnergo fait l'objet d'une enquête en Ukraine, est encore sans réponse. Voir, par exemple, l'article qui faisait la une du Financial Times du 27 juillet 2005, "Probe into criminal link to Gazprom company" (Enquête sur les relations criminelles avec Gasprom) et l'article paru dans European Gas Markets (publié par Heren Energy) du 23 août 2005 "RosUkrEnergo's activities scrutinised" (Les activités de RosUkrEnergo passées à la loupe). Certains clients multinationaux ont déclaré qu'ils n'achèteraient pas de gaz à EMFESZ en raison des doutes qu'ils nourrissent sur sa fiabilité et de sa mauvaise réputation.

139 Réponse d'EMFESZ à la question 42 de la demande de renseignements du 3 juin 2005; compte rendu de la réunion avec EMFESZ du 28 juillet 2005.

140 Afin d'éviter toute confusion, la Commission ne dit pas que MOL détient une participation ou des droits de vote dans EMFESZ ou dans Nitrogenmuvek.

141 Réponse d'Euro-Bridge à la demande de renseignements du 3 juin 2005; compte rendu de la téléconférence avec Centrex du 9 août 2005.

142 Réponse d'EMFESZ à la question 13 k) de la demande de renseignements de la Commission du 19 juillet 2005.

143 Compte rendu du conseil d'administration de MOL du 6 avril 2004.

144 Compte rendu de la téléconférence avec CENTREX du 9 août 2005 et réponse de CENTREX à la question 13 k) de la demande de renseignements de la Commission du 19 juillet 2005.

145 Compte rendu de la téléconférence avec CENTREX du 9 août 2005.

146 Voir, par exemple, la réponse de FOGÁZ à la question 30 d) de la demande de renseignements du 19 juillet 2005 au sujet de la position d'E.ON en tant que concurrent potentiel de MOL WMT: "Die EMFESZ Kft., CENTREX Rt. und eventuell andere Markteilnehmer mit günstigen östlichen Bezugsquellen hätten bessere Chancen als die E.ON in einer Grosshändlerrolle gehabt."

147 Rapport au Conseil de surveillance de MOL du 2 juin 2003, Budapest, "Gas Business Situation", transparent 6.

148 Réponse d'E.ON à la question 87 de la demande de renseignements du 18 juillet 2005 et annexe 87.

149 Voir, par exemple, la réponse de GDF à la question 29 g) de la demande de renseignements du 19 juillet 2005.

150 Compte rendu de la réunion du 26 juillet 2005 avec l'OHE. Selon l'OHE, le point d'entrée de Beregovo est encombré par contrat (et physiquement encombré en hiver), étant donné que la capacité est réservée, mais pas pleinement utilisée. Cet encombrement contractuel est dû au transit. Les flux de transit vers la Serbie présentent des variations saisonnières, parce qu'il n'existe pas de capacité de stockage en Serbie, de sorte que la capacité de transit réservée n'est pas totalement utilisée en été. L'OHE voulait contraindre MOL Transmission à utiliser les capacités réservées pour le transit et non utilisées durant l'été en appliquant le principe "de prise ferme", mais MOL Transmission a prouvé que, en vertu du contrat de transit à long terme avec l'opérateur serbe (la capacité est réservée sur le principe ferme du "transporter ou payer" et l'opérateur serbe a payé le coût de développement du réseau), MOL Transmission ne peut pas utiliser la capacité inutilisée pour satisfaire les besoins de transport hongrois.

151 Réponse des parties à la communication des griefs, II.3.1, pages 11 à 13, et annexe 1, pages 12 et 13.

152 Point 338 de la communication des griefs.

153 Réponse à la communication des griefs, II.1.1, page 6.

154 Le portefeuille actuel de sources d'approvisionnement de MOL WMT se compose à 90 % de gaz russe et turkmène à des prix avantageux, dont 81,4 % transitent par le point d'entrée oriental.

155 Rapport au conseil de surveillance de MOL du 2 juin 2003, Budapest, "Situation commerciale du gaz", transparent 6.

156 Voir courriel du 24 octobre 2005 de l'autorité italienne de régulation du secteur, Autorità Energia.

157 Voir, notamment, l'article du 21 octobre 2005 du Financial Times intitulé "L'axe Gazprom-Eni rend obsolète le contrat gazier à la suite d'un différend": "Dans tout nouvel accord, Eni s'efforcera de préserver les importantes concessions financières qu'il avait arrachées à Gazprom pour le reste du gaz qu'il achète. Gazprom a proposé de prolonger le contrat gazier de 10 ans, jusqu'en 2027, avec ses mécanismes actuels de fixation des prix et de modifier une clause essentielle de "prise ferme" qui permettrait à Eni d'économiser des millions d'euro en cas de fluctuations des prix du gaz."

158 [CONFIDENTIEL: Déclarations sur les quantités de gaz dont un certain opérateur gazier peut disposer à Baumgarten]

159 Frisch, Carpenter et Lapuerta: "The Advent of US Gas Demand Destruction and its Likely Consequences for the pricing of Future European Gas Supplies", mars 2005.

160 L'étude susvisée de Frisch, Carpenter et Lapuerta part de l'idée que la construction des terminaux de GNL prévus se poursuivra au Royaume-Uni et que, à mesure que des excédents apparaîtront, les promoteurs britanniques essaieront de les ré-exporter vers les marchés continentaux via l'interconnecteur Bacton-Zeebruge et le gazoduc Bacton-Balgzand en cours de construction. L'étude prévoit également l'apparition d'excédents en Italie, ce que l'Italie s'efforcera d'éviter en réduisant ses importations et en vendant son excédent par des livraisons à contre-courant à des pays situés au Nord et à l'est de ses frontières, par lesquels passent les gazoducs de transit qui desservent l'Italie, à savoir l'Autriche, l'Allemagne, la France et la Suisse. L'excédent de gaz espagnol ne pourrait être éliminé qu'en revendant des cargaisons de GNL (étant donné que l'Espagne possède une capacité de transport limitée avec la France et donc moins de possibilités d'approvisionner les marchés d'Europe du Nord par des livraisons à contre-courant). L'excédent espagnol (sous la forme d'excédents de cargaisons de GNL) pourrait influencer les marchés gaziers du Nord-Ouest de l'Europe et d'Italie.

L'avertissement qui accompagne cette étude précise qu'elle ne reflète que la situation actuelle et les développements futurs sur les marchés américain et européen au moment de sa rédaction, à la fin de 2004 et au début janvier 2005, qu'aucune garantie n'est donnée quant à l'exactitude ou à l'exhaustivité du rapport et que nul n'est autorisé à se prévaloir de son contenu.

161 E-control, conférence de presse sur l'enquête relative au secteur gazier autrichien en vertu de la loi de 2002 sur la concurrence, Vienne, 27 septembre 2005, page 6, "Accès à la capacité de l'interconnecteur vers l'Autriche".

162 Point 25 de la communication des griefs; voir également la réponse d'E.ON à la question 9 posée dans le courrier électronique de la Commission du 14 octobre 2005, qui montre que MOL WMT a réservé [5-15]* millions de m³ par jour au point d'entrée HAG pour l'année gazière 2005-2006.

163 Réponse à la communication des griefs, annexe II, p. 2 (commentaire sur le point 346 de la communication des griefs) et communication d'E.ON du 21 octobre 2005, partie III et annexe 12.

164 Courrier électronique de l'OHE du 20 octobre 2005.

165 Réponse des parties à la communication des griefs, II.3.2, pages 13-16.

166 Voir compte rendu de la téléconférence avec Centrex du mois d'août 2005, page 2.

167 Voir réponse d'EMFESZ à la question 13 k) de la demande de renseignements de la Commission du 19 juillet 2005.

168 Réponse d'OMV à la question 17 de la demande de renseignements du 19 juillet 2005: "Étant donné que E.ON/Ruhrgas disposera d'une capacité d'importation et de gaz aux frontières avec l'Ukraine et avec l'Autriche, elle sera la mieux placée pour utiliser la répartition de capacité 80/20 visée dans le Code commercial et le Code du réseau (cf. point 5.1.2.). Cela pourrait à tout le moins la mettre dans une position favorable par rapport à un concurrent extérieur."

169 Voir aussi le compte rendu de la réunion du 26 juillet 2005 avec l'OHE (commentaires sur le transparent 17 de l'exposé intitulé "The Hungarian Natural Gas Market: Storage and miscellaneous questions") (Le marché hongrois du gaz naturel: stockage et questions diverses): "En outre, la pénalité de déséquilibre imposée par l'OST (MOL Transmission) est élevée. Bien que la pénalité soit réduite si l'opérateur peut proposer un autre outil de flexibilité, ce système joue manifestement en défaveur des petits acteurs du marché qui ne peuvent pas proposer de clauses de flexibilité à l'OST."

170 Un tiers actif dans le secteur du gaz a indiqué que "Être en mesure de conquérir une part de marché signifie non seulement avoir des prix concurrentiels à l'importation, mais également être capable d'importer une quantité de gaz suffisante pour bénéficier des effets d'échelles et réduire les coûts de transport et d'équilibrage en ayant accès à plusieurs points de livraison."

171 Ceci est le résultat direct du fait que, au sein d'un large groupe de clients, la demande de pointe de tous les clients ne survient pas au même moment. La pointe de demande dans la demande agrégée des groupes (qui est pertinente pour la réservation de la capacité de stockage et de transport) est donc inférieure à la somme des demandes de pointe de chacun des clients du groupe. Plus généralement, plus le nombre de clients du groupe est élevé, plus la fluctuation relative de la demande agrégée est faible.

172 Compte rendu de la réunion du 26 juillet 2005 avec l'OHE (commentaires sur le transparent 17 de l'exposé intitulé "Le marché hongrois du gaz naturel: stockage et questions diverses").

173 Réponse à la communication des griefs, page 2.

174 Le verrouillage de l'accès aux centrales électriques à gaz est analysé séparément, la situation dans ce secteur étant différente, tant sur le plan réglementaire que sur celui de la concurrence.

175 Conformément à la directive 2003-55-CE et aux dispositions de transposition dans le droit hongrois (article 36 de la HGA et article premier, paragraphe 1, du décret sur l'éligibilité), tous les clients non résidentiels sont devenus éligibles et sont donc libres de choisir leur fournisseur.

176 [...]*.

177 Document de [...] du [...].

178 Réponse d'EDF du 10 août 2005 à la question 27 de la demande de renseignements du 19 juillet 2005.

179 La forte présence d'E.ON sur le marché en aval de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commercial, grâce à son contrôle de DDGÁZ et de KÖGÁZ et à sa participation dans FOGÁZ, ne susciterait pas d'inquiétude si ces marchés étaient très concurrentiels, parce que la nouvelle entité pourrait s'approprier toutes les rentes de monopole en choisissant le prix d'entrée. Dans ces conditions, savoir si le détenteur d'un monopole en amont participe au marché en aval n'aurait pas d'importance. Toutefois, dans le cas d'espèce, le marché du détail est oligopolistique et en voie de libéralisation. Par conséquent, sur un marché libre, le prix d'équilibre en aval excédera probablement le coût marginal.

180 Il est toutefois à noter que sur le segment réglementé, la concentration n'entraînera pas l'élimination de la double marge, même si, en pratique, cela est possible. Il y a double marge lorsque des entreprises en aval majorent leur coût marginal qui, en raison de la puissance sur le marché en amont, excède le coût marginal du producteur en amont. Il y a donc une majoration de la majoration ou double marge.

181 Il ressort de l'analyse économique qu'il est probable que l'entité issue de la concentration sera incitée à augmenter les coûts de ses concurrents jusqu'à ce que les recettes des ventes à prix réglementés ne couvrent plus les coûts et forcent donc la SRD concurrente à appliquer une hausse du prix au détail, à vendre l'entreprise à la nouvelle entité ou à renoncer à ses propres clients et à se centrer sur la protection de ses profits de distribution.

182 Il est peu probable que le régulateur puisse contrôler WMT et l'obliger à améliorer son efficacité en ce qui concerne l'approvisionnement des SRD.

183 La proposition relative à un nouveau modèle pour le marché de l'électricité prévoit cela pour les petits clients industriels employant moins de 50 personnes (voir compte rendu de la réunion du 26 juillet 2005 avec l'OHE). On peut s'attendre à ce que la proposition future de nouveau régime gazier suive la même approche.

184 L'efficacité relative des producteurs en aval peut également influer sur l'incitation à augmenter les coûts des concurrents. Lorsque l'entreprise intégrée a des coûts de production en aval inférieurs à ceux de ses concurrents, le profit qu'elle peut tirer de la vente de gaz au détail en aval est supérieur au profit (charges d'entrée non déduites) que ses concurrents peuvent tirer de la vente de la même quantité de gaz.

185 Réponse à la communication des griefs, I.2, pages 4 et 5.

186 Voir affaire 12-03 P, Commission contre Tetra Laval, points 42 et 43 des motifs.

187 Voir affaire 12-03 P, Commission contre Tetra Laval, points 44 des motifs

188 Réponse à la communication des griefs, II.1.1, page 6.

189 Compte rendu de la réunion avec l'OHE du 26 juillet 2005, p. 5 (commentaires sur le transparent 25 de l'exposé intitulé "Introduction au marché hongrois du gaz naturel").

190 Réponse à la communication des griefs, II.1.2 et II.1.3, pages 6 à 8.

191 Réponse à la communication des griefs, II.1.3, II.1.4 et II.1.5, pages 9 et 10 et annexe 1.

192 Réponse à la communication des griefs, II.1.2 et II.1.3, pages 7 à 9.

193 Affaire C-12-03 P, Commission contre Tetra Laval, Recueil 2005, page I-987, point 76.

194 Affaire C-12-03 P, Commission contre Tetra Laval, Recueil 2005, page I-987, point 75.

195 Voir affaire C-12-03 P, Commission contre Tetra Laval, point 77.

196 Arrêt du 14 décembre 2005 dans l'affaire T-210-01, General Electric contre Commission, pas encore publié, point 74.

197 Document de l'OHE reçu par la Commission le 9 mai 2005 et intitulé "Réponses aux questions posées par le GVH sur l'opération de transfert de participation entre E.ON et MOL", page 4, 11 avril 2005.

198 Compte rendu de la réunion du 26 juillet 2005 avec l'OHE, p. 10 (transparent 16 de l'exposé intitulé "Marché hongrois du gaz naturel: stockage et questions diverses").

199 Compte rendu de la réunion du 26 juillet 2005 avec l'OHE, p. 6 (commentaires sur le transparent 27 de l'exposé intitulé "Introduction au marché hongrois du gaz naturel").

200 Compte rendu de la réunion du 26 juillet 2005 avec l'OHE, p. 7 (commentaires sur le transparent 18 de l'exposé intitulé "Marché hongrois du gaz naturel: transport et distribution").

201 Compte rendu de la réunion du 26 juillet 2005 avec l'OHE, p. 10 (commentaires sur le transparent 20 de l'exposé intitulé "Marché hongrois du gaz naturel: stockage et questions diverses").

202 En particulier, il n'est pas dit que la Commission n'est pas habilitée à apprécier les effets de la concentration sur ce marché, qui doit être ouvert prochainement à la concurrence.

203 Affaire T-87-05, EDP - Energias de Portugal contre Commission, Rec. 2005, p. II-0000, point 123 des motifs.

204 Affaire T-87-05, EDP - Energias de Portugal contre Commission, Rec. 2005, p. II-0000, point 124 des motifs.

205 Affaire 12-03 P, P Commission contre Tetra Laval, Rec. 2005, p. I-0000, point 75 des motifs.

206 Selon la Cour de justice, cette analyse prospective consiste à "prévoir les événements qui se produiront dans l'avenir, selon une probabilité plus ou moins forte, si aucune décision interdisant ou précisant les conditions de la concentration envisagée n'est adoptée." (Affaire C-12-03 P, Commission contre Tetra Laval, Rec. 2005, p. I-0000, point 42 des motifs).

207 Page 11.

208 Réponse à la communication des griefs, page 18.

209 Compte rendu de la réunion avec EMFESZ du 28 juillet 2005: "Un meilleur contrôle du respect des règles devrait être assuré, notamment en ce qui concerne le régime d'attribution des capacités fondé sur les demandes des clients".

210 Réponse à la communication des griefs, annexe 2, pages 3 et 4.

211 Page 18.

212 Réponse de l'OHE aux questions de l'autorité hongroise chargée de la concurrence concernant l'opération de concentration entre E.ON et MOL, 11 avril 2005, page 4.

213 Voir document de MOL Plc "Possibilités d'extension de la capacité d'UGS", présenté par les parties en réponse à la question 71 de la demande de renseignements de la Commission.

214 Annexe 1, page 26.

215 Réponse des parties à la demande de renseignements de la Commission du 19 juillet 2005 (Question101).

216 En particulier, en raison de la participation d'E.ON au projet de gazoduc de la Baltique conduit par Gazprom.

217 Voir chapitre 3.1 du Code du réseau.

218 Voir compte rendu de la réunion avec EMFESZ du 28 juillet 2005.

219 Réponse à la communication des griefs, page 22.

220 De plus, des tiers ont indiqué que, puisque 80 % de la production de chaleur proviennent de la combustion de gaz en Hongrie, E.ON aura aussi la capacité et l'incitation nécessaires pour agir de la sorte dans le secteur de la production de chaleur que pour l'électricité. En conséquence, l'opération de concentration produira un effet anticoncurrentiel similaire dans le secteur du chauffage urbain.

221 Aucune des entreprises contrôlées par MOL n'est active dans la production ou la fourniture d'électricité en Hongrie. MOL ne détient qu'une participation minoritaire indirecte dans TVK-Eromu, une centrale de cogénération à gaz d'une capacité de 50 MW.

222 En 2004, DKCE a vendu de faibles quantités d'électricité à [...]* sur le marché libre ([0-500]* MWh).

223 TITÁSZ est une filiale à 100 % d'E.ON.

224 Décision du gouvernement n° 1070/2005 du 8 juillet 2005.

225 RWE détient une participation de 50,9 % dans Mátra. Le lignite est produit dans des mines appartenant à Mátra.

226 Des unités de production supplémentaires installées dans les années 1960 (capacité de 530 MW) sont actuellement en train d'être fermées.

227 Au début 2005, ATEL a racheté l'entreprise Entrade GmbH, la société-mère d'Entrade Hungary.

228 System Consulting est une entreprise indépendante qui importe de l'électricité d'Ukraine en Hongrie pour la revendre à des négociants en Hongrie et pour l'exporter. System Consulting n'est active qu'au niveau de la fourniture en gros et ne vend pas d'électricité au consommateur final.

229 Ainsi que cela a été expliqué plus haut, la production d'électricité n'est pas un marché de produit en cause aux fins de l'appréciation de la présente opération de concentration, mais fait partie du marché de produit "production/fourniture en gros". L'intitulé "Ventes d'électricité aux utilisateurs finals" inclut les ventes sur tous les marchés de fourniture d'électricité au détail.

230 Rapport d'expert, pages 22 et 23.

231 Réponse à la communication des griefs, page 24.

232 Les différences entre la capacité de production officielle en 2003 et la capacité de production actuelle dans le tableau sont dues au développement de la capacité et au déclassement de centrales en 2004 et 2005.

233 Source: MVM, exposés du 31 août 2005 et du 6 octobre 2005.

234 Les vieilles centrales électriques au charbon devraient fermer leurs portes pour des raisons environnementales. Une autre solution consiste à utiliser de nouvelles technologies ayant une incidence moindre sur l'environnement et un rendement supérieur.

235 Voir section ci-dessus sur le secteur de l'électricité en Hongrie ainsi que le graphique sur la courbe de puissance de la production d'électricité en Hongrie.

236 La planification de réseau de MAVIR a été réalisée au printemps 2005. E.ON a participé à l'élaboration de cette analyse et a demandé à MAVIR d'examiner les deux projets de centrales électriques.

237 Documents internes d'E.ON présentés dans la réponse aux questionnaires de la Commission du 18 juillet 2005 (Question 122).

238 D'après les documents internes d'E.ON présentés en réponse au questionnaire de la Commission du 18 juillet 2005 (Question 121).

239 Selon les dires de différents acteurs du marché.

240 Rapport d'expert, page 4.

241 "MOL Gas, exposé de la direction", mars 2004, annexe 27 au formulaire CO.

242 C'est MVM qui décide quelles centrales électriques doivent produire de l'électricité en fonction de leurs coûts marginaux respectifs. Les centrales électriques à gaz ont un coût marginal de production supérieur à celui des centrales nucléaires et des centrales au lignite et sont donc utilisées pour répondre aux pics de demande.

243 À l'exclusion de [0-250]* millions de m3 de gaz (réponse d'E.ON du 29 août 2005 à différentes demandes de renseignements de la Commission).

244 Communication d'E.ON du 28 octobre 2005.

245 Ce marché devrait voir le jour en 2007 en Hongrie.

246 Réponse d'E.ON à la demande de renseignements de la Commission du 18 juillet 2005. Dossier électricité.

247 Voir http://www.mavir.hu/domino/html/www/mavirwww.nsf/vAllPages/78D623653362C24FC1256FFF003D9 E22/$FILE/korzeti_forraselemzes20050512.pdf

248 Dans la mesure où l'exploitation des centrals électriques depend de decisions prises par MVM, l'acquéreur unique, leur consommation de gaz est extrêmement variable.

249 Réponse à la communication des griefs, page 9.

250 L'intérêt qu'aurait E.ON à pratiquer une telle stratégie de verrouillage du marché/discrimination est examiné aux points d) et e) ci-dessous.

251 Réponse d'E.ON à la demande de renseignements de la Commission du 18 juillet 2005 - Supplément au dossier I - Présentations diverses.

252 Réponse d'E.ON à la demande de renseignements de la Commission du 18 juillet 2005 - Supplément au dossier I - Présentations diverses.

253 Réponse d'E.ON à la demande de renseignements de la Commission du 18 juillet 2005 - Supplément au dossier I - Présentation " E.ON Energie - Journée du marché des capitaux - Munich, 6 septembre 2004".

254 Réponse d'E.ON à la demande de renseignements de la Commission du 18 juillet 2005. Dossier électricité, réponse à la question 122, document: "Atouts pour la production d'électricité sur de nouveaux sites pour le marché hongrois".

255 Réponse d'E.ON à la demande de renseignements de la Commission du 18 juillet 2005. Dossier électricité, réponse à la question 122.

256 Les grandes lignes d'action et les projets d'E.ON dans le domaine des nouvelles capacités de production d'électricité en Hongrie sont évoqués au point d) ci-dessus.

257 Réponse d'E.ON à la demande de renseignements de la Commission du 18 juillet 2005. Supplément au dossier I, réponse à la question 121. "Errichtung eins GuD-Heizwerk in Nyíregyháza (Ungarn)", 16 juin 2005.

258 Réponses aux questions posées par le GVH concernant l'opération de transfert d'actions entre E.ON et MOL, OHE.

259 Compte rendu de la réunion avec l'OHE du 26 juillet 2005.

260 Voir le point a), qui traite des possibilités limitées d'implantation de centrales électriques autre que les centrales au gaz.

261 Réponse à la communication des griefs, page 23.

262 Réponse de Energiapolitika 2000 du 28 juillet 2005 au questionnaire de la Commission sur la seconde phase. Energiapolitika 2000 est un groupe d'experts indépendants du secteur de l'énergie en Hongrie.

263 Rapport d'expert, page 4.

264 Rapport d'expert, pages 21 et 22.

265 Cette discrimination pourrait être interdite par la disposition du traité CE concernant l'abus de position dominante (article 82 CE).

266 Réponse d'E.ON à la demande de renseignements de la Commission du 18 juillet 2005. Supplément au dossier I - Présentation "E.ON Energie - Journée du marché des capitaux - Munich, 6 septembre 2004".

267 Cette stratégie n'implique pas de coûts importants pour E.ON, étant donné que la production d'électricité perdue par les centrales électriques "non amies" serait captée par les centrales électriques d'E.ON ou les centrales "amies".

268 Les offres combinées associent la fourniture de gaz et d'électricité au détail dans un "paquet global", qui présente des avantages manifestes pour les clients, comme le service de "guichet unique" (par exemple, la facturation unique).

270 Les ventes des négociants d'électricité ne sont pas ventilées en fonction des différentes catégories de clients.

271 Réponse à la communication des griefs, page 24.

272 Rapport d'expert, page 26.

273 Voir section V.B.(i) e sur la production d'électricité en Hongrie pour une représentation graphique du classement des centrales électriques hongroises en fonction de leur efficience.

274 Rapport d'expert, page 26.

275 "Les offres combinées constituent une occasion favorable, mais, pour l'instant, il n'existe pas de ressources gazières accessibles permettant aux négociants en électricité d'entrer dans le négoce du gaz." "Bien que [nous] puissions aussi nous associer aux revendeurs de gaz (SRD, par exemple), [nous] ne pourrions certainement pas trouver du gaz à des conditions concurrentielles. Ce gaz devrait de toute façon être acheté à E.ON."

276 Réponse à la communication des griefs, page 25.

277 Voir http://ecx.gazdefrance.fr/ecx/redirect.jsp?repertoire=/Espace_Entreprises/Offre_Elec/offre_elec_professionnel s&caller_a_webc_url=temp_EEN/accueil_professionnel.htm http://www.edfpro.fr/61033i/Accueilfr/EDFPro/Offres/GammeProenergies/EssentielProenergies.html

278 Réponse d'E.ON à la demande de renseignements de la Commission du 18 juillet 2005. Supplément au dossier I - Présentation "E.ON Energie - Journée des marchés de capitaux - Munich, 6 septembre 2004".

279 En particulier, il n'est pas dit que la Commission n'est pas habilitée à apprécier les effets de la concentration sur ce marché, qui devrait être ouvert prochainement à la concurrence.

280 Voir la section relative à l'incidence de l'opération sur le secteur du gaz.

281 La Commission européenne ou l'autorité hongroise de la concurrence.

282 http://www.efet.org

ANNEXE I

Rapport final du conseiller auditeur dans l'affaire COMP/M.3696 - E.ON/MOL

(conformément aux articles 15 et 16 de la décision (2001-462-CE, CECA) de la Commission du 23 mai 2001 relative au mandat des conseillers auditeurs dans certaines procédures de concurrence - JO L162 du 19.06.2001, p.21)

Le 2 juin 2005, la Commission a reçu notification, conformément à l'article 4 du règlement CE n° 139-2004 du Conseil du 20 juin 2004 ("le règlement sur les concentrations"), d'un projet de concentration par lequel le groupe allemand E.ON se propose d'acquérir le contrôle exclusif des activités de vente en gros, de commercialisation et de négoce de gaz ainsi que des activités de stockage de gaz de la société MOL Hungarian Oil and Gas Company Rt. ("MOL", Hongrie). E.ON a également l'intention d'acquérir la participation de 50 % détenue par MOL dans Panrusgáz, une entreprise commune entre MOL et Gazexport (une filiale de Gazprom).

Au terme de la première phase de l'enquête, la Commission est parvenue à la conclusion que la concentration soulevait des doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché commun et avec l'accord EEE. Elle estimait notamment que l'opération aurait une incidence sensible sur le secteur du gaz et de l'électricité en Hongrie, étant donné que MOL détenait un contrôle quasiment exclusif sur l'approvisionnement en gaz (importations et production intérieure) et se trouvait ainsi dans une position de gardien de l'accès aux ressources gazières et aux infrastructures gazières en Hongrie.

Le 7 juillet 2005, la Commission a donc engagé la procédure, conformément à l'article 6, paragraphe 1, point c), du règlement sur les concentrations.

Le 20 juillet et le 2 août 2005, E.ON s'est vu accorder un accès aux "documents essentiels" du dossier de la Commission, conformément au chapitre 7. 2 du "Code de bonnes pratiques sur le déroulement de la procédure de contrôle des concentrations".

Le 2 août 2005, la procédure a été suspendue pendant huit jours, conformément à l'article 10, paragraphe 4, du règlement sur les concentrations, dans la mesure où E.ON n'avait pas répondu de façon exhaustive et dans les délais requis à une demande de renseignements au titre l'article 11, paragraphe 3, du règlement sur les concentrations. Une communication des griefs a été adressée à E.ON le 19 septembre 2005. Comme convenu entre E.ON et MOL, une version de la communication des griefs dans laquelle les secrets commerciaux d'E.ON ne figuraient pas a été remise à MOL par les représentants légaux d'E.ON. Les jours suivants, l'accès au dossier de la Commission a été accordé. E.ON et MOL se sont vu donner la possibilité de présenter des observations sur les conclusions préliminaires de la Commission qui figuraient dans la communication des griefs, pour le 3 octobre 2005 au plus tard. Cette date limite a ensuite été prorogée au 6 octobre 2005, à la demande des parties. La Commission a reçu la réponse d'E.ON le 5 octobre 2005. Les parties n'ont pas demandé à développer leurs arguments au cours d'une audition.

Le 21 octobre 2005, j'ai donné suite à la demande de Energie Baden-Württemberg AG, qui souhaitait être considérée comme tiers intéressé. Le même jour, la Commission lui a envoyé un résumé non confidentiel de la communication des griefs.

Le 20 octobre 2005, E.ON a proposé des engagements, qui ont été modifiés les 11 novembre et 16 novembre 2005, respectivement. À la suite de la consultation des acteurs du marché sur le projet de concentration, E.ON a sensiblement amélioré les engagements proposés, notamment en ce qui concerne la durée du programme de cession de gaz et le mécanisme de prix des enchères relatives aux cessions de gaz.

Il ne m'a pas été demandé de vérifier l'objectivité de l'enquête.

En accord avec les parties et à leur demande expresse, la Commission a adopté, le 10 novembre 2005, une décision au titre de l'article 10, paragraphe 3, deuxième alinéa, du règlement sur les concentrations, afin de prolonger la procédure de 11 jours ouvrables. À la lumière des engagements finalement proposés et après avoir analysé les résultats de la consultation des acteurs du marché, la Commission est parvenue à la conclusion, dans le projet de décision, que le projet de concentration était compatible avec le marché commun et avec l'accord EEE.

Compte tenu de ce qui précède, je considère que le droit d'être entendues de l'ensemble des parties à la présente procédure a été respecté.

AVIS du Comité Consultatif en matière de Concentrations, rendu lors de sa 135ème réunion du 6 décembre 2005, concernant un projet de décision relatif à l'affaire COMP/M.3696 - E.ON/MOL

1. Le Comité Consultatif partage l'avis de la Commission selon lequel l'opération notifiée constitue une concentration au sens de l'article 1, paragraphe 3 et de l'article 3, paragraphe 1, lettre b du règlement concentrations et qu'elle a une dimension communautaire, au sens du règlement concentrations.

2. Le Comité Consultatif partage l'avis de la Commission selon lequel, aux fins d'analyser la présente opération, les marchés de produits en cause sont :

Dans le secteur gazier:

a) le transport de gaz ;

b) la distribution de gaz ;

c) le stockage de gaz;

d) la fourniture de gaz aux négociants;

e) la fourniture de gaz aux sociétés régionales de distribution ("SRDs");

f) la fourniture de gaz aux grandes centrales électriques;

g) la fourniture de gaz aux grands clients industriels (avec une consommation horaire supérieure à 500 m³/heure);

h) la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux (avec une consommation horaire de moins de 500 m³/heure); et

i) la fourniture de gaz aux clients résidentiels.

Dans le secteur électrique:

j) le transport d'électricité;

k) la distribution d'électricité;

l) la fourniture d'électricité d'ajustement;

m) la fourniture d'électricité en gros aux négociants;

n) la fourniture d'électricité en gros au grossiste de service public;

o) la fourniture d'électricité en gros aux SRDs;

p) la fourniture d'électricité au détail aux moyens et grands clients commerciaux et industriels;

q) la fourniture d'électricité au détail aux petits clients commerciaux et industriels; et

r) la fourniture d'électricité au détail aux clients résidentiels.

3. Le Comité Consultatif partage l'avis de la Commission selon lequel, aux fins d'analyser la présente opération, les marchés géographiques suivants ont une dimension nationale:

Dans le secteur gazier:

a) le transport de gaz ;

b) le stockage de gaz;

c) la fourniture de gaz aux négociants;

d) la fourniture de gaz aux SRDs;

e) la fourniture de gaz aux grandes centrales électriques;

f) la fourniture de gaz aux grands clients industriels (avec une consommation horaire supérieure à 500 m³/heure);

g) la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux (avec une consommation horaire de moins de 500 m³/heure); et

h) la fourniture de gaz aux clients résidentiels (après juillet 2007, quand les clients résidentiels deviendront éligibles).

Dans le secteur électrique:

i) le transport d'électricité;

j) la fourniture d'électricité d'ajustement;

k) la fourniture d'électricité en gros aux négociants;

l) la fourniture d'électricité en gros au grossiste de service public;

m) la fourniture d'électricité en gros aux SRDs;

n) la fourniture d'électricité au détail aux moyens et grands clients commerciaux et industriels;

o) la fourniture d'électricité au détail aux petits clients commerciaux et industriels; et

p) la fourniture d'électricité au détail aux clients résidentiels (après juillet 2007, quand les clients résidentiels deviendront éligibles).

4. Le Comité Consultatif partage l'avis de la Commission selon lequel, aux fins d'analyser la présente opération, les marchés géographiques suivants ont à présent une dimension infranationale:

Dans le secteur gazier:

a) la distribution de gaz;

b) la fourniture de gaz aux clients résidentiels jusqu'en juillet 2007.

Dans le secteur électrique:

a) la distribution d'électricité;

b) la fourniture d'électricité aux clients résidentiels jusqu'en juillet 2007.

5. Le Comité Consultatif partage l'avis de la Commission selon lequel la transaction proposée crée une société entièrement verticalement intégrée le long des chaînes d'approvisionnement du gaz et de l'électricité en combinant le contrôle quasi exclusif de MOL sur les ressources gazières et le stockage de gaz et les fortes positions de marché d'E.ON dans la fourniture de gaz au détail, via le contrôle de sociétés régionales de distribution de gaz et d'électricité, et les activités d'E.ON dans la production/ fourniture d'électricité en gros.

6. Le Comité Consultatif partage l'avis de la Commission selon lequel, par conséquent, après la transaction, la nouvelle entité aura à la fois la capacité et les incitations à restreindre l'accès au gaz à ses concurrents actifs en aval dans les marchés du gaz et de l'électricité.

7. Le Comité Consultatif partage l'avis de la Commission selon lequel l'entité fusionnée a une position dominante sur les marchés suivants dans le secteur gazier:

a) la fourniture de gaz aux négociants en Hongrie;

b) la fourniture de gaz aux SRDs en Hongrie;

c) la fourniture de gaz aux grandes centrales électriques en Hongrie; et

d) le stockage de gaz en Hongrie.

8. Le Comité Consultatif partage l'avis de la Commission selon lequel la transaction proposée va probablement conduire à une entrave significative de la concurrence effective dans le marché commun ou une part substantielle de ce dernier et l'EEE pour les marchés suivants:

Dans le secteur gazier:

a) la fourniture de gaz aux grands clients industriels via la création d'une position dominante en Hongrie;

b) la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux en Hongrie;

c) la fourniture de gaz aux clients résidentiels en Hongrie (dans chacune des zones fournies séparément par les SRDs jusqu'en juillet 2007).

Dans le secteur électrique:

d) la fourniture d'électricité en gros aux négociants en Hongrie;

e) la fourniture d'électricité au détail aux moyens et grands clients commerciaux et industriels en Hongrie;

f) la fourniture d'électricité au détail aux petits clients commerciaux et industriels en Hongrie;

g) la fourniture d'électricité au détail aux clients résidentiels en Hongrie (dans chacune des zones fournies séparément par les SRD jusqu'en juillet 2007).

9. Le Comité Consultatif partage l'avis de la Commission selon lequel le maintien de participations croisées entre MOL et la nouvelle entité vont permettre à la nouvelle entité de renforcer sa stratégie de restriction de l'accès au gaz pour ses concurrents par le biais de sa position dans le marché du stockage de gaz et de la position de MOL dans le marché du transport de gaz.

10. Le Comité Consultatif partage l'avis de la Commission selon lequel les engagements sont suffisants pour mettre fin à l'entrave significative à la concurrence sur les marchés suivants:

Dans le secteur gazier:

a) la fourniture de gaz aux grands clients industriels via la création d'une position dominante;

b) la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux;

c) la fourniture de gaz aux clients résidentiels dans chacune des zones fournies par les SRDs jusqu'en juillet 2007 (en Hongrie après 2007);

d) le stockage de gaz.

Dans le secteur électrique:

e) la fourniture d'électricité en gros aux négociants en Hongrie;

f) la fourniture d'électricité au détail aux moyens et grands clients commerciaux et industriels en Hongrie;

g) la fourniture d'électricité au détail aux petits clients commerciaux et industriels; et

h) la fourniture d'électricité au détail aux clients résidentiels dans chacune des zones fournies par les SRDs jusqu'en juillet 2007 (en Hongrie après 2007).

11. Le Comité Consultatif partage l'avis de la Commission selon lequel, à la condition que les engagement proposés par les parties, considérés dans leur ensemble, soient entièrement respectés, la concentration proposée ne conduit pas à une entrave significative de la concurrence effective sur le marché commun ou une part substantielle de ce dernier, en particulier suite à la création ou au renforcement d'une position dominante, au sens de l'article 2, paragraphe 2 du règlement concentrations et que la concentration proposée doit donc être déclarée compatible avec les articles 2, paragraphe 2 et 8, paragraphe 2 du règlement concentrations et l'article 57 de l'Accord EEE.

12. Le Comité Consultatif demande à la Commission de tenir compte de tous les autres points soulevés pendant la discussion.

<emplacement tableau>