Décisions

CCE, 14 novembre 2006, n° M.4180

COMMISSION DES COMMUNAUTÉS EUROPÉENNES

Décision

Gaz de France/Suez

CCE n° M.4180

14 novembre 2006

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 19 juin 2006 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 10 mai 2006, la Commission a reçu notification d'un projet de concentration, conformément à l'article 4 du règlement (CE) n° 139-2004 (ci-après règlement Concentrations) par lequel le groupe Gaz de France (" GDF ", France) fusionne, au sens de l'article 3, paragraphe 1, point a) dudit règlement avec le groupe Suez (" Suez ", France) par voie d'échange d'actions.

2. Après examen préliminaire de la notification, la Commission a estimé que l'opération notifiée entre dans le champ d'application du règlement (CE) n° 139-2004 et soulève de sérieux doutes quant à sa compatibilité avec le Marché commun et le fonctionnement de l'accord EEE.

I. LES PARTIES

3. GDF est un groupe énergétique présent dans tous les métiers de la chaîne gazière et des services énergétiques associés et est actif dans l'exploration, la production, le transport, le stockage, la distribution et la vente de gaz naturel, principalement en France, mais également en Belgique, en Allemagne, au Royaume-Uni, au Luxembourg, en Hongrie et en Espagne. En Belgique Gaz de France détient, aux côtés de Centrica, le contrôle conjoint de SPE (4), qui est présent sur les marchés électriques et gaziers belges ainsi que les services énergétiques.

4. Alors qu'il était un établissement public à caractère industriel et commercial, GDF a été transformé en société anonyme par une loi adoptée le 9 août 2004. Gaz de France SA est ainsi placée sous le contrôle exclusif de l'Etat français.

5. Suez est un groupe actif dans l'industrie et les services d'utilité publique. L'organisation du groupe est intégrée autour de quatre branches opérationnelles dans deux domaines d'activité, à savoir l'énergie et l'environnement.

6. Les principales entités de Suez actives dans l'énergie sont Electrabel (électricité et gaz), Distrigaz (gaz) et Fluxys (transport et stockage de gaz), ainsi que Elyo (devenue Suez Energie Services en janvier 2006), Fabricom, GTI, Axima et Tractebel Engineering dans le secteur des services énergétiques. D'après les informations fournies par les parties, Suez Energie Europe détient une participation minoritaire de 27,5% dans Elia, gestionnaire du réseau de transport d'électricité en Belgique.

II. L.OPERATION

7. Par l'opération notifiée, GDF absorbera Suez, qui disparaîtra en tant qu'entité juridique. La réalisation de l'opération est soumise à l'approbation du projet à la majorité qualifiée par les Assemblées Générales Extraordinaires des deux groupes et n'implique pas le lancement d'une offre publique sur les titres de Suez. Les Conseils d'Administration des deux groupes, le 25 février 2006 pour Suez et le 26 février 2006 pour GDF, ont d'ores et déjà approuvé le projet de fusion. Celle-ci se fera par le biais d'un échange d'actions une par une.

8. Par ailleurs, la mise en œuvre de ladite opération est soumise à la modification par le Parlement français de la loi du 9 août 2004 visant à réduire la participation de l'Etat dans le capital de GDF à moins de 50%. (5)

III. LA CONCENTRATION

9. Au vu de ce qui précède, l'opération notifiée présente tous les aspects d'une opération de concentration au sens de l'article 3, paragraphe 1, point a) du règlement Concentrations.

IV. DIMENSION COMMUNAUTAIRE

10. L'ensemble des entreprises concernées par le projet de concentration a un chiffre d'affaires total réalisé sur le plan mondial d'un montant supérieur à 5 milliards d'euro (6) (Chiffre d'affaires mondial total de 63 843 millions d'euro). Chacune des entreprises réalise, dans la Communauté, un chiffre d'affaires total supérieur à 250 millions d'euro (GDF : [...]* millions d'euro et Suez : [...]* millions d'euro) sans toutefois réaliser plus de deux tiers de leurs chiffres d'affaires respectifs dans la Communauté à l'intérieur d'un seul et même Etat membre. Par conséquent, l'opération notifiée a une dimension communautaire.

V. PROCEDURE

11. Après examen de la notification, la Commission a conclu que l'opération notifiée relève du règlement Concentrations et soulève des doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le Marché commun et l'accord sur l'EEE. Par conséquent, par décision du 19 juin 2006, elle a engagé la procédure conformément à l'article 6 paragraphe 1 point c du règlement Concentrations.

12. Le 7 juillet 2006, les parties ont présenté leurs observations écrites sur cette décision.

13. Le 18 août 2006, la Commission a transmis la communication des griefs aux parties qui y ont répondu le 1er septembre 2006. Le 18 août 2006, les parties ont eu accès au dossier qui fut complété le 21 août. Elles ont renoncé à l'audition publique au titre de l'article 14 du règlement (CE) n° 802-2004 de la Commission (6bis). La Commission a donné aux parties un accès répété au dossier (le 9 octobre 2006 et le 20 octobre 2006), ce qui leur a donné la possibilité de faire connaître leurs points de vue au sujet des objections retenues à leur encontre, conformément à l'article 18 paragraphe 1 du règlement Concentrations.

14. Le 20 septembre 2006, les parties ont présenté des engagements qui sont décrits infra. Le 22 septembre 2006, la Commission a lancé un test de marché afin de mieux pouvoir évaluer les engagements proposés. La Commission a soigneusement analysé les réponses qu'elle a reçues de la part des clients, concurrents, fournisseurs et des régulateurs belge et français. Le 29 septembre 2006, la Commission a informé les parties des résultats du test de marché et leur a transmis des versions non-confidentielles de 39 réponses. Entre le 2 et le 4 octobre 2006, la Commission a transmis 9 autres réponses en version non confidentielle qu'elle avait reçues entre-temps. Lors d'une réunion le 4 octobre 2006, la Commission a expliqué aux parties en plus de détail les résultats du test de marché.

15. Le 10 octobre 2006, par décision de la Commission conformément à l'article 10, paragraphe 3, alinéa 2 du règlement Concentrations et avec l'accord des parties, les délais ont été prolongés de cinq jours ouvrables.

16. Le 13 octobre 2006, les parties ont présenté de nouveaux engagements qui sont décrits infra en détail. Le 6 novembre 2006 les parties ont soumis les engagements du 13 octobre dans leur version finale, complétés par des annexes. Ces engagements se trouvent en annexe de la présente décision et font partie intégrale de celle-ci.

17. Le 25 octobre 2006, le comité consultatif sur les concentrations s'est réuni et a donné son avis sur le projet de la présente décision.

VI. ANALYSE CONCURRENTIELLE

18. Les secteurs concernés par la présente opération sont principalement ceux du gaz et de l'électricité en Belgique et ceux du gaz et des réseaux de chaleur en France.

A. Gaz

A.1. Cadre réglementaire européen

19. Le marché intérieur du gaz naturel est réglementé par la directive 2003-55-CE du Parlement 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 ("directive Gaz") (7), qui établit les règles communes concernant le stockage, le transport, la fourniture et la distribution de gaz naturel. Sont désignés comme clients éligibles : tous les clients non résidentiels (à partir du 1er juillet 2004 au plus tard), et tous les clients (à partir du 1er juillet 2007). La directive Gaz impose également un accès régulé concernant les infrastructures de transport, de distribution et les installations de gaz naturel liquéfié (GNL). En matière de stockage, les Etats membres en revanche ont le choix entre un accès régulé ou un accès négocié. Les entreprises de gaz naturel intégrées doivent tenir des comptes séparés pour leurs activités de transport, de distribution et de stockage et de GNL. La directive Gaz impose également la séparation juridique des gestionnaires de réseau de transport et de distribution. En effet, lorsque celui-ci fait partie d'une entreprise intégrée verticalement, il doit être juridiquement indépendant de l'organisation et de la prise de décision par rapport aux autres activités non liées au transport et à la distribution.

20. En outre, le règlement (CE) 1775-2005 du Parlement et du Conseil du 28 septembre 2005 relatif aux conditions d'accès aux réseaux de transport de gaz naturel (8) qui est entré en vigueur le 1er juillet 2006, impose des règles techniques supplémentaires en ce qui concerne les services relatifs à l'accès des tiers, les principes régissant les mécanismes d'attribution des capacités, les procédures de gestion de la congestion ainsi que les exigences de transparence.

A.2 Belgique

A. 2.1 Cadre national

21. La Belgique importe la totalité de sa consommation de gaz naturel, soit par gazoduc, soit sous forme de GNL. L'approvisionnement de la Belgique en gaz naturel est principalement assuré par les Pays-Bas (38%), la Norvège (40%), l'Algérie (15%) et le marché spot de Zeebrugge (7%). A partir de 2007, environ 15 % de la consommation belge de gaz viendra du Qatar, en remplaçant du gaz algérien. Par ailleurs, la Belgique est un pays de transit de gaz : la capacité de transit réservée à long terme est de l'ordre de 48 milliards de m3/an.

22. La consommation de gaz naturel a légèrement augmenté en 2005 (+1,4%), passant de 187.330 TWh en 2004 à 189.853 TWh en 2005. Cette augmentation est principalement due à celle de la consommation aux fins de production d'électricité qui a augmenté de 5,6%. Les projections de la CREG tablent sur une croissance annuelle moyenne de 2,92 % pour les années à venir.

23. Il doit être précisé qu'en Belgique, deux types de gaz sont fournis, à savoir le gaz L à bas pouvoir calorifique (9,769 kWh/Nm³) et le gaz H à haut pouvoir calorifique (11,630 kWh/Nm³).

Libéralisation et réglementation nationales

24. Les clients finals raccordés au réseau de transport de gaz naturel sont éligibles depuis le 1er juillet 2004. En Région flamande, le marché est totalement ouvert depuis le 1er juillet 2003. En Région wallonne, les clients finals dont la consommation annuelle est supérieure à 0,12 GWh de gaz par an et par site, de même que tout client professionnel qui en fait la demande sont éligibles depuis le 1er juillet 2004. En Région de Bruxelles- Capitale, les clients professionnels sont éligibles depuis le 1er juillet 2004. Les clients résidentiels deviendront éligibles le 1er janvier 2007 en Wallonie et à Bruxelles. Au moment de la présente décision, près de 90% du marché belge du gaz naturel est ouvert.

25. L'instance de régulation fédérale, la Commission de Régulation de l'Électricité et du Gaz (CREG), ainsi que trois instances de régulation régionales, Vlaamse Reguleringsinstantie voor de Elektriciteits- en Gasmarkt (VREG, régulateur flamand), l'Institut Bruxellois pour la Gestion de l'Environnement / Brussels Instituut voor Milieubeheer (IBGE-BIM, régulateur de la Région bruxelloise) et la Commission wallonne pour l'Energie (CWAPE, régulateur wallon), sont chargées, respectivement, de contrôler la bonne application de la réglementation du marché aux niveaux fédéral et régional.

26. Les directives relatives au secteur du gaz naturel ont été transposées aux niveaux fédéral et régional. L'autorité fédérale a transposé les directives par le biais de la loi du 16 juillet 2001 portant modification à la loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations, et portant confirmation de l'arrêté royal du 18 janvier 2001 relatif au système provisoire visant à couvrir les frais de fonctionnement de la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz (CREG) ("Loi Gaz"). Les autorités régionales ont effectué la transposition par l'intermédiaire des réglementations suivantes : pour la Région flamande, Décret du 6 juillet 2001 relatif à l'organisation du marché du gaz (" Décret Gaz flamand ") ; pour la Région wallonne, Décret du 19 décembre 2002 relatif à l'organisation du marché régional du gaz (" Décret Gaz wallon "); pour la Région de Bruxelles-Capitale, Ordonnance du 1er avril 2004 relative à l'organisation du marché du gaz (" Ordonnance Gaz bruxelloise "). (9)

27. Les activités de transport domestique (acheminement) et de stockage de Fluxys sont régulées en ce qui concerne tant l'accès des tiers (TPA) que les tarifs. Elles sont soumises à la loi et au code de bonne conduite. En revanche, le Conseil d'Etat a ordonné la suspension de l'exécution du code de bonne conduite dans la mesure où il s'applique aux activités de transit. (10) Le code de bonne conduite suspendu en ce qui concerne son application au transit n'a été remplacé par aucun autre arrêté d'exécution de la loi gaz. En conséquence, aucun document relatif à l'accès des tiers aux capacités de transit n'a été sous soumis pour approbation à la CREG. (11) Depuis le 1er juillet 2006 seulement, c'est le règlement 1775-2005-CE qui s'applique aux activités de transit. Toutefois, ce règlement ne comble pas entièrement les lacunes dans l'application des règles de TPA au transit créées par l'arrêt du Conseil d'Etat.

A.2.2 Infrastructures

28. L'article 8, paragraphe 1 de la Loi Gaz confie la gestion exclusive des réseaux aux opérateurs suivants : (i) le gestionnaire du réseau de transport de gaz naturel (GRT); (ii) le gestionnaire d'installation de stockage de gaz naturel ; et (iii) le gestionnaire d'installation de GNL. La Loi Gaz a donc institué un monopole légal pour la gestion de ces trois types d'installations gazières.

A.2.2.1 Transport/transit

29. La Belgique a opté pour un monopole de gestion du réseau de transport intérieur à haute pression. Depuis le 23 mars 2006, Fluxys (filiale de Suez) est, de par l'effet de la Loi Gaz, à titre transitoire, gestionnaire du réseau de transport. A ce titre, Fluxys assure ainsi la gestion, l'entretien et le développement du réseau de transport.

30. Le marché belge est caractérisé par la coexistence de deux réseaux : un réseau de gaz H (pouvoir calorifique nominal 11,63 kWh/m³(n)) et un réseau de gaz L (pouvoir calorifique nominal 9,769 kWh/m³(n)). Ces deux réseaux sont interconnectés par le biais de deux transformateurs, à Lillo et Loenhout. Le réseau L est alimenté depuis les Pays-Bas (points d'entrée de Zandvliet et de Poppel) et la zone d'irrigation du gaz L est traversée par une double conduite de transit, les " dorsales ", qui relient les Pays-Bas à la France. Il n'est techniquement pas possible de transporter du gaz L sur le réseau de gaz H, et vice versa. Il est cependant possible de convertir du gaz H en gaz L en vue de son injection dans le réseau de transport de gaz L. Fluxys dispose de deux installations de conversion du gaz H en gaz L.

31. Le réseau de gaz H s'étend sur l'ensemble du pays, à l'exception de la région de Bruxelles-Capitale. Le réseau de gaz L quant à lui se concentre à Bruxelles ainsi que dans les provinces d'Anvers, du Limbourg, du Brabant flamand, du Brabant wallon et du Hainaut. Il n'existe aucun réseau de transport de gaz L dans les provinces belges de Flandre occidentale, de Flandre orientale et du Luxembourg.

32. Le réseau de gaz H est alimenté depuis le Royaume-Uni, les Pays-Bas, l'Allemagne, la France et le Terminal LNG de Zeebrugge, et possède également deux connexions avec le Luxembourg (points de sortie du réseau Belge uniquement). Les axes de transit de gaz H sont SEGEO (.s Gravenvoeren-Blaregnies, conduite mixte transport/transit), Troll (Zeebrugge-Blaregnies/Quévy, conduite réservée au transit), vTn/rTr (Eynatten/Zeebrugge/Zelzate, conduite mixte transport/transit). Deux sites de stockage de gaz naturel sont connectés au réseau de gaz H : le stockage de GNL de Dudzele et le stockage en nappe aquifère de Loenhout.

33. L'architecture du réseau belge de transit et de transport de gaz naturel est illustrée dans le tableau ci-dessous :

34. Le hub de Zeebrugge est, physiquement, localisé dans le terminal IZTF (Interconnector Zeebrugge Terminal Fluxys), en aval de la station de comptage de ce terminal lorsque le flux vient de l'Interconnector et va vers la Belgique, comme indiqué sur le schéma suivant :

35. Le hub était conçu à l'origine pour les transactions de gaz britannique vers le continent (en " forward flow ") ou de gaz continental vers la Grande-Bretagne (en " reverse flow ") transporté par une conduite sous-marine appelée l'Interconnector. Le hub est également relié, via les conduites rTR/vTn, au terminal de Fluxys LNG visant l'importation de GNL par bateau, et au terminal du Zeepipe, gazoduc reliant les gisements norvégiens, en particulier celui de Troll, avec Zeebrugge. Le terminal du Zeepipe est relié à la frontière française (Quévy) par un gros gazoduc de transit, le Troll.

36. Le réseau gazier belge est utilisé aussi bien pour le transit international que pour le transport intérieur. Il s'agit d'un réseau intégré, c'est-à-dire que les canalisations servant au transit de gaz servent généralement aussi au transport de gaz. Néanmoins, certaines canalisations sont principalement utilisées pour le transit de gaz.

37. En ce qui concerne le transport intérieur de gaz naturel, Fluxys est propriétaire du réseau de transport, vend la capacité de transport et assure la gestion opérationnelle du réseau.

38. En ce qui concerne le transit de gaz naturel, la situation diffère selon la conduite concernée :

La conduite vTn/RTR (Zeebrugge/Zelzate/Eynatten) et la conduite Troll (Zeebrugge/Blaregnies) appartiennent au GIE Finpipe dont Distrigaz détient 63,3 %. La totalité de la capacité a été cédée à la SCA Distrigaz & Co. (" Distrigaz & Co. "), une filiale de Distrigaz, qui la commercialise tandis que la gestion opérationnelle est confiée à Fluxys.

La conduite SEGEO (.s Gravenvoeren /Blaregnies) appartient à la SA Segeo (" Segeo "), dont Fluxys et GDF détiennent 75 % et 25 % respectivement, et la capacité est mise à la disposition de la BV Etac dont Distrigaz et GDF détiennent 75 % et 25 % respectivement. La vente de capacité est aux mains de Segeo et la gestion opérationnelle est assurée par Fluxys.

Les conduites Poppel/Blaregnies (Dorsales), utilisées pour le transport et le transit de gaz L, appartiennent à Fluxys. Tant la gestion que la vente de capacité sont aux mains de Fluxys.

39. En Belgique, il existe 18 points d'entrée (qui font partie du réseau de transport/transit) dont quinze pour le gaz H et trois pour le gaz L. Il convient de souligner que les points d'entrée sont parties intégrantes des conduites de transit sur lesquelles ils sont situés et appartiennent donc aux propriétaires respectifs de ces conduites de transit.

A.2.2.2 Stockage

40. Les stockages souterrains sont utilisés pour adapter les approvisionnements, relativement réguliers sur l'année, à la consommation des clients finals, qui est quant à elle irrégulière et globalement concentrée sur la saison d'hiver. Les stockages servent donc principalement à emmagasiner le gaz en été et à le délivrer en hiver, et permettent de faire face aux demandes les jours de très grand froid. En outre, les stockages servent également à balancer des déséquilibres de courte durée (p.ex. week-end). Ils constituent donc un élément essentiel de la sécurité d'approvisionnement et de la flexibilité que tous les fournisseurs doivent assurer. Ils représentent par conséquent des infrastructures essentielles au bon fonctionnement du marché du gaz naturel.

41. En Belgique, il n'y a qu'un seul site de stockage souterrain à Loenhout avec une capacité de 580 million m³(n) ('working volume'). (12) La gestion des installations de stockage est confiée à un gestionnaire qui doit être une personne juridique indépendante. Depuis le 23 mars 2006, Fluxys est, de par l'effet de la Loi Gaz, à titre transitoire, gestionnaire des installations de stockage souterrain de gaz naturel de Loenhout et de la Peak Shaving Facility de Zeebrugge (Dudzele). Cette installation tombe également dans la catégorie d'" installation de stockage de gaz naturel " telle que définie à l'article 1er de la Loi Gaz. Les activités de stockage tampon du terminal GNL de Zeebrugge qui consistent en trois réservoirs de stockage GNL avec une capacité nominale de 87.000 m³ de GNL chacun et se trouvent dans la propriété de Fluxys LNG, filiale de Fluxys, tombent en revanche dans la catégorie " installation de GNL ", telle que définie à l'article 1er de la Loi Gaz.

42. Il n'existe pas actuellement en Belgique d'installation stockant du gaz L. L'installation de stockage de Loenhout, seule installation de stockage de gaz à l'état gazeux en Belgique, est actuellement dédiée au stockage de gaz H. (13) Quant à l'installation de stockage GNL de Zeebrugge (Dudzele), elle dispose d'une capacité de 55 million m³(n) et est directement raccordée au réseau de transport de gaz H, dans lequel le GNL est injecté après sa regazéification. (14)

A.2.2.3 Terminal méthanier

43. Un terminal méthanier est une installation portuaire permettant la réception de GNL déchargé des méthaniers, son stockage temporaire, ainsi que sa regazéification et son émission vers le réseau de transport adjacent.

44. Le terminal méthanier de Zeebrugge est le seul terminal GNL sur le territoire belge. Fluxys LNG, filiale de Fluxys (elle-même gestionnaire des réseaux de transport et de stockage en Belgique), est propriétaire et dispose d'un monopole légal pour la gestion de ce terminal. Selon la notification, la capacité actuelle du terminal GNL de Zeebrugge est de 4,5 milliards de m³(n) par an et elle sera de 9 milliards de m³(n) à partir du 1er avril 2007. (15)

A.2.2.4 Distribution de gaz

45. L'activité de distribution concerne l'acheminement de gaz sur un réseau de distribution à basse pression depuis le réseau de transport. Cette activité relève de la compétence des "intercommunales" qui disposent de droits exclusifs en la matière.

46. Historiquement, les intercommunales de distribution (qui sont des associations de communes) assuraient en Belgique la gestion des réseaux à basse pression de distribution de gaz ainsi que la fourniture d'électricité/gaz à travers ces réseaux.

47. Parmi les intercommunales, on distingue, d'une part, les intercommunales pures (dont les associés sont exclusivement des communes) et, d'autre part des intercommunales mixtes dans lesquelles est associée Electrabel.

48. A la suite de la transposition de la directive Gaz et de 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 (16) ("Directive Èlectricité") au niveau régional, les intercommunales qui souhaitent être désignées comme gestionnaire de réseau de distribution d'électricité ou de gaz ne peuvent désormais plus fournir en même temps de l'électricité ou du gaz aux clients (devenus) éligibles.

49. Afin de se conformer à ces obligations, la plupart des communes ont convenu avec Electrabel, leur partenaire au sein des intercommunales mixtes, d'une scission des activités des intercommunales. L'activité de fourniture sera reprise par Electrabel Customer Solutions (ECS), une filiale d'Electrabel, à mesure que la clientèle deviendra éligible. L'activité des intercommunales se limitera donc à l'avenir à la gestion du réseau de distribution. En contrepartie, la participation des communes dans les intercommunales mixtes sera accrue, et celle d'Electrabel réduite, pour devenir minoritaires au plus tard en 2007 dans les trois régions.

50. Il en résulte qu'Electrabel détient des participations temporairement majoritaires dans des intercommunales mixtes, lesquelles sont chargées des activités de distribution en tant que gestionnaires des réseaux de distribution (GRD).

51. Les parties soulignent que tant les statuts des intercommunales mixtes que la législation pertinente garantissent aux communes le contrôle exclusif des intercommunales, et ceci quel que soit le niveau de participation de l'actionnariat privé. Elles font valoir que, en vertu du cadre réglementaire belge, Electrabel ne dispose pas du contrôle sur ces intercommunales mixtes. Et ce d'autant plus que les participations d'Electrabel dans les intercommunales mixtes seront progressivement réduites.

52. Les parties allèguent que cette conclusion aurait d'ailleurs été implicitement confirmée tant par la Commission (17) que par le Conseil de la concurrence belge (18) dans les décisions ECS/Intercommunales. Les parties font notamment valoir que les transactions notifiées alors à la Commission n'auraient pas été notifiables si Electrabel avait contrôlé les intercommunales préalablement. Les parties en déduisent qu'Electrabel n'est pas présente sur le marché de la distribution de gaz en Belgique. Quant à GDF, elle ne serait pas non plus active sur ce marché.

53. Néanmoins, l'enquête de marché a soulevé des doutes quant au degré d'indépendance des Intercommunales par rapport à Suez/Electrabel. Premièrement, il a été précisé qu'Electrabel conserve le droit de nommer des membres du "conseil d'administration" des intercommunales mixtes. Deuxièmement, grâce aux participations croisées entre les intercommunales et le groupe Suez, les intercommunales profitent directement de toute augmentation des profits des filiales du groupe Suez et pourraient donc avoir intérêt à favoriser les opérateurs historiques. Troisièmement, certains services clés (tels que la connexion aux clients quand ils sont reliés à un nouveau fournisseur de services de réparation) sont fournis aux intercommunales mixtes par des filiales du groupe Suez, ce qui semble impliquer une certaine dépendance des intercommunales à l'égard de l'expertise technique du groupe Suez.

54. En ce qui concerne la référence aux décisions antérieures de la Commission relatives aux intercommunales, l'argument des parties est à rejeter, car les transactions notifiées concernaient le transfert de la clientèle éligible des intercommunales à ECS qui en est devenu leur fournisseur par défaut. Or, l'acquisition de la clientèle par ECS constituait une acquisition de contrôle exclusif au sens du règlement (CEE) n° 4064-89 du Conseil (18bis). Même en supposant qu'Electrabel avait déjà le contrôle conjoint des intercommunales (y compris leur clientèle), l'acquisition du contrôle exclusif sur la clientèle constituait un changement de la qualité de contrôle qui était donc notifiable. (19)

55. Ainsi, les éléments dont dispose la Commission permettent de conclure que Suez est actuellement en mesure d'exercer au moins une influence importante, et éventuellement du contrôle, sur les intercommunales mixtes.

A.2.3 Marchés pertinents

56. Conformément à la pratique décisionnelle de la Commission, les différentes activités inhérentes au secteur du gaz peuvent être séparées en marchés pertinents distincts. Dans le cas présent et concernant le secteur du gaz en Belgique, les marchés de produit pertinents sont les suivants :

les différents marchés de fourniture de gaz qui constituent des marchés distincts en fonction des différentes catégories de clients

le marché de négoce sur le hub.

57. Sur les marchés de fourniture, la concentration notifiée donnera lieu à des chevauchements significatifs entre les activités des parties ; ces marchés sont donc horizontalement affectés.

58. Il existe une relation verticale entre ces marchés et les marchés des infrastructures gazières, à savoir les réseaux de transport et de distribution, les sites de stockage et les installations GNL qui se trouvent en amont des activités de fourniture et de négoce. Or, la gestion de ces infrastructures est soumise à des monopoles légaux en Belgique. Pour cela, une définition précise de ces marchés n'est pas nécessaire aux fins de la présente décision. Néanmoins, la situation concernant la propriété, la gestion et les droits d'utilisation des différentes infrastructures sera prise en compte dans l'analyse des effets de la concentration sur les marchés pertinents.

59. En ce qui concerne la fourniture de gaz, la libéralisation progressive du secteur gazier au niveau communautaire et en Belgique a conduit la Commission à distinguer traditionnellement deux catégories de clients des fournisseurs de gaz : (i) les clients éligibles qui sont libres de choisir leur fournisseur et (ii) les clients non éligibles qui n'ont pas encore ce choix. En ce moment, seuls les clients résidentiels en Wallonie et à Bruxelles ne sont pas encore éligibles. Cependant, cette situation changera d'ici le 1er janvier 2007, date à laquelle l'ensemble des consommateurs de gaz en Belgique sera éligible.

60. Dans plusieurs décisions, la Commission a procédé à une segmentation de la fourniture de gaz aux clients éligibles en plusieurs marchés de produit distincts selon le type de clientèle. De même, dans sa récente décision GDF/Centrica/SPE (20), la Commission a évoqué une telle segmentation des marchés belges de la fourniture de gaz tout en laissant ouverte la définition précise des marchés.

61. Les parties considèrent qu'il n'y a pas lieu de sous-segmenter le marché de la fourniture de gaz aux clients éligibles en Belgique. A cet égard, elles soulignent que le Conseil de la concurrence belge a récemment suivi cette approche dans sa décision GDF International / L'Association Liégeoise du Gaz - ALG Négoce (21) en n'opérant pas de distinction entre les consommateurs de gaz selon leur niveau de consommation.

62. Or, l'enquête de marché a indiqué que la fourniture de gaz aux clients éligibles devrait être encore segmentée dans différents marchés de produits selon les catégories de clients en raison des différences concernant les volumes et profils de consommation, les conditions d'approvisionnement et les besoins de flexibilité.

63. Sur la base de sa pratique décisionnelle et de l'enquête de marché, la Commission considère que les marchés de fourniture de gaz à analyser aux fins de la présente décision sont les suivants :

. (i) fourniture de gaz aux revendeurs intermédiaires (dont les compagnies locales de distribution);

. (ii) fourniture de gaz aux centrales électriques fonctionnant sur la base de gaz;

. (iii) fourniture de gaz aux gros clients industriels;

. (iv) fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux;

. (v) fourniture de gaz aux clients résidentiels.

Gas L/Gas H

64. Les parties considèrent que plusieurs arguments plaident contre une distinction entre le gaz L et le gaz H, notamment l'absence d'écart significatif de prix entre le gaz L et le gaz H, la possibilité d'adapter aux deux types de gaz tant les réseaux de transport que les installations de chauffage.

65. Cependant, l'enquête de marché a démontré la nécessité de distinguer, pour chaque marché concerné, entre le gaz L et le gaz H. Il n'en va autrement que pour la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité, le volume de gaz L consommé par les centrales électriques étant très limité.

66. En effet, les fournitures de gaz L et de gaz H nécessitent chacune l'utilisation d'infrastructures distinctes, tant en termes de transport qu'en termes de stockage, qui ne sont pas substituables.

67. L'enquête de marché menée par la Commission a explicité que les gaz L et H n'ont pas les mêmes caractéristiques et les mêmes propriétés, et que certains procédés de fabrication, notamment dans l'industrie chimique, nécessitent l'utilisation de gaz H. Les installations ajustées au gaz L ne peuvent pas être alimentées en gaz H, et vice-versa, sans une modification préalable et coûteuse des dispositifs de combustion. En outre, en ce qui concerne les clients raccordés au réseau de distribution, la décision de basculer d'un type de gaz vers l'autre n'incombe pas aux clients finals car elle supposerait que leur gestionnaire de réseau de distribution décide lui-même d'approvisionner l'ensemble du réseau avec le nouveau type de gaz. Au niveau de la substituabilité, il a été indiqué que les investissements nécessaires pour la conversion de gaz H en gaz L (et vice versa) aussi bien que celles pour la modification des installations des consommateurs finals seraient importants, ce qui réduirait fortement la substituabilité à la fois de l'offre et de la demande.

68. De même, une étude de la CREG conclut que seulement une substituabilité limitée peut être constatée entre le gaz L et le gaz H et que la concurrence et les possibilités d'accès à ces deux marchés sont substantiellement différentes. (22) Cette étude confirme, sur la base du test SSNIP (23) que les coûts de substitution du côté de la demande sont prohibitifs. (24) Ces coûts consistent, pour les clients industriels, en l'installation de nouvelles canalisations, et pour les réseaux de distribution, en l'inspection et l'adaptation des installations. En ce qui concerne les coûts de substitution du côté de l'offre, l'étude constate que les frais d'utilisation des unités de conversion sont élevés et qu'il n'existe pas non plus de substituabilité suffisante du côté de l'offre. (25)

69. Ces considérations plaident clairement en faveur d'une distinction entre gaz L et gaz H sur tous les marchés de la fourniture aux clients finals.

A.2.3.1 Marchés de produits en cause

A.2.3.1.1 Marché de négoce sur le hub de Zeebrugge

70. Un hub de négoce de gaz est un instrument qui met à la disposition des acteurs sur un marché des services visant à faciliter les échanges entre ces acteurs. Schématiquement, un hub facilite le commerce de gaz entre acheteurs et vendeurs et permet aux différents acteurs gaziers sur le marché de trouver à court terme des volumes d'approvisionnement suffisants ou de vendre des capacités excédentaires.

71. Un hub gazier peut être rattaché à un point physique comme à Zeebrugge, en Belgique. S'y rattachent alors des flux physiques de gaz passant par ce point. Un hub peut aussi être virtuel; on parle alors de point notionnel. Sans localisation géographique précise, il permet le " trading " de gaz entrant sur une zone déterminée. C.est le cas par exemple des hubs du NBP au Royaume-Uni, et du TTF aux Pays-Bas.

72. Le négoce sur le hub de Zeebrugge constitue un marché de produit distinct des autres marchés de gaz en Belgique ce qui est aussi reconnu par les parties dans leur notification. Il se distingue des marchés de fourniture par un fonctionnement différent : tandis que la fourniture sert à satisfaire la demande des clients finals ou des revendeurs sur la base de contrats avec une durée fixe et à l'endroit généralement choisi par le client, sur le hub, par contre, il y a une rencontre plus immédiate entre l'offre et la demande des différents négociants (ou " traders ") qui donne lieu à des transactions qui ont normalement le hub comme lieu de livraison. Par ailleurs, le négoce au hub se distingue de la fourniture aux revendeurs notamment par le fait que, en général, tous les traders agissent comme vendeurs et comme acheteurs. Une autre particularité du hub de Zeebrugge résulte du régime d'accès au hub qui passe actuellement notamment par le réseau de transit (rTR/vTn). En 2005, toutes les nominations vers le hub se faisaient par le réseau de transit et moins de 4% des volumes nominés à partir du hub passaient par le réseau de transport tandis que le reste passait par le réseau de transit. (26)

A.2.3.1.2 Marché de la fourniture de gaz aux revendeurs intermédiaires

73. Ce marché inclut la fourniture de gaz aux intercommunales et aux tiers revendeurs. Parmi les tiers revendeurs on trouve, entre autres, des entreprises nationales et internationales (p. ex. Nuon et Essent) qui s'approvisionnent en Belgique pour la fourniture de gaz à leurs clients finals en Belgique.

74. En ce qui concerne les ventes aux intercommunales, elles vont diminuer au fur et à mesure avec la libéralisation progressive des marchés belges du gaz. Il convient de rappeler que les intercommunales disposent d'un monopole légal pour la gestion des réseaux de distribution de gaz dans leurs territoires respectifs. Or, le cadre légal applicable prévoit une séparation des métiers de gestionnaire du réseau de distribution (GRD), d'une part, et de fournisseur de gaz aux clients éligibles, d'autre part. Pour cette raison, les intercommunales flamandes ne (re-)vendent plus de gaz depuis le 1er juillet 2003, date de la libéralisation totale des marchés de gaz en Flandre. Les intercommunales en Wallonie et dans la Région Bruxelles-Capitale, quant à elles, sont limitées à la fourniture de gaz aux clients résidentiels qui ne sont pas encore éligibles.

75. Or, les clients résidentiels wallons et bruxellois seront éligibles à partir du 1er janvier 2007. Ainsi, au 1er janvier 2007, date à laquelle toute la clientèle belge sera éligible, les intercommunales auront cessé leur activité de fourniture et n'auront donc plus besoin de s'approvisionner en gaz.

76. Toutefois, la vente de gaz aux clients résidentiels wallons et bruxellois se fera dorénavant par les différents fournisseurs, et notamment par les " fournisseurs par défaut " ou " fournisseurs standards " désignés par les intercommunales. Comme il est improbable que la plupart de ces fournisseurs importent la totalité des volumes de gaz nécessaires, ils devront acheter du gaz en Belgique de sorte que le marché de fourniture de gaz à des revendeurs gardera une taille importante pendant les années à venir.

A.2.3.1.3 Marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité

77. Le marché de la fourniture de gaz aux centrales électriques se distingue des autres marchés de la fourniture par des conditions concurrentielles différentes. Ainsi, la consommation de gaz d'une centrale électrique dépasse largement la consommation même des gros clients industriels. De plus, les centrales électriques sont souvent directement connectées au réseau de transport, ce qui les distingue au moins des petits clients industriels et commerciaux ainsi que des clients résidentiels qui sont connectés au réseau de distribution. En comparaison avec les gros clients industriels, les producteurs d'électricité se distinguent notamment par leur profil de consommation : tandis que les gros clients industriels ont une demande relativement stable pendant toute l'année, la demande des centrales électriques est soumise à des variations plus accentuées, notamment au niveau saisonnier. Par conséquent, les besoins de flexibilité des producteurs d'électricité diffèrent des autres clients finals. Ces éléments se reflètent également dans les réponses au questionnaire de la Commission dont une majorité considère le marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité comme un marché distinct des autres marchés. (27)

A.2.3.1.4 Marché de la fourniture de gaz aux gros clients industriels

78. Les gros clients industriels se distinguent des autres clients industriels et commerciaux ainsi que des clients résidentiels notamment par le volume de leur demande qui dépasse largement les volumes demandés par ces autres types de clients ; en conséquence, les gros clients industriels obtiennent en général des prix plus favorables et sont souvent directement connectés au réseau de transport.

79. Les parties proposent une distinction entre les gros clients industriels et les petits clients industriels et commerciaux sur la base d'un seuil de consommation annuelle de 1 million m3 (12 GWh). Elles soutiennent que ce seuil de distinction entre les plus grands consommateurs de gaz et les autres consommateurs se retrouve dans la législation belge relative au gaz, et ce, tant dans la Loi Gaz (28) que dans les décrets wallons et flamands relatifs à l'organisation du marché du gaz (29). Ces textes légaux auraient utilisé ce seuil de 1 million de m3 / 12 GWh pour moduler le calendrier de mise en place de la libéralisation du marché de la fourniture de gaz. (30) Un nombre important des personnes qui ont répondu au questionnaire de la Commission est d'accord avec le seuil proposé par les parties.

80. La CREG propose une distinction entre les gros clients industriels et les autres clients sur la base de leur raccordement au réseau de transport ou de distribution. Cependant, l'approche proposée par les parties et celle de la CREG concordent dans la mesure où les deux approches considèrent les gros clients industriels comme une catégorie de clients qui se distingue considérablement des autres types de clients. Or, la taille du marché selon les critères de distinction de la CREG (connexion au réseau de transport) est plus petite que selon les critères proposés par les parties (consommation annuelle supérieure à 1 million m3). (31) Ceci correspond aussi à certaines réponses que la Commission a reçues au cours de l'enquête de marché et qui considèrent le seuil de 12 GWh proposé par les parties comme trop bas.

81. Néanmoins, les données fournies par la CREG sur la base de sa définition du marché confirment assez précisément les données fournies par les parties en ce qui concerne les acteurs actifs sur le marché des gros clients industriels et leurs parts de marché respectives. Pour ces raisons, il n'est pas nécessaire de décider où se trouve exactement le seuil pour considérer un client comme un " gros client industriel ". Aux fins de la présente décision, l'analyse concurrentielle sera effectuée sur la base du seuil proposé par les parties. La Commission considère que les résultats de cette analyse seraient, en substance, les mêmes sur la base de la définition du marché retenue par la CREG.

A.2.3.1.5 Marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux

82. Ce marché inclut, selon les parties, tous les clients industriels et commerciaux ayant une consommation inférieure à 1 million m3 / 12 GWh par an. Or, les statistiques de la CREG qui incluent tous les clients (industriels et commerciaux ainsi que résidentiels en Flandre) connectés au réseau de distribution, confirment les chiffres agrégés fournis par les parties pour les marchés de fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux, d'une part, et aux clients résidentiels flamands, d'autre part. Pour cela, l'analyse concurrentielle sera effectuée sur la base du seuil proposé par les parties. Le marché la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux se distingue, de toute façon actuellement, des marchés de la fourniture de gaz aux clients résidentiels en Wallonie et à Bruxelles car ces clients ne sont pas encore éligibles. Comme il est démontré ci-dessous, il y a des différences considérables entre la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux et la fourniture aux clients résidentiels même après libéralisation de ce dernier marché, tel que c'est déjà le cas en Flandre.

A.2.3.1.6 Marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels

83. Dans des décisions précédentes, la Commission a examiné s'il existe un marché de produits distinct pour la fourniture de gaz aux clients résidentiels mais a laissé la question ouverte. (32) Dans le cadre réglementaire actuellement en vigueur en Belgique, seuls les clients résidentiels en Flandre sont éligibles. Les clients résidentiels wallons et bruxellois ne sont pas encore éligibles et sont actuellement obligés de s'approvisionner auprès de leurs intercommunales respectives. Cette situation changera avec la libéralisation complète qui aura lieu le 1er janvier 2007 en Wallonie et en Région Bruxelles-Capitale.

84. En Flandre, la fourniture aux clients résidentiels a été libéralisée le 1er juillet 2003, au même moment que pour les autres clients. Toutefois, il semble que la situation concurrentielle sur ce marché se soit développée de manière différente de celle des autres marchés de la fourniture, aussi en comparaison avec le marché de la fourniture aux petits clients industriels et commerciaux. Selon les chiffres fournis dans la notification, Suez (à travers ECS) a acquis une part de marché considérablement plus élevée auprès des clients résidentiels (flamands) [70-80%]* qu'auprès des petits clients industriels et commerciaux [60-70%]*. Ceci est principalement dû au rôle important des fournisseurs par défaut (notamment ECS) auxquels ont été transférés, au moment de leur éligibilité, tous les anciens clients des intercommunales qui n'avaient pas choisi de fournisseur. Or, il semble que le taux de changement de fournisseur soit considérablement plus élevé pour les petits clients industriels et commerciaux que pour les clients résidentiels.

85. Si les marchés de fourniture de gaz aux clients résidentiels en Wallonie et à Bruxelles ne sont donc pas encore ouverts à la concurrence, une analyse prospective doit prendre en considération les effets probables de la transaction proposée sur ces marchés pour qui la date du 1er janvier 2007 a d'ores et déjà été déterminée pour la libéralisation. Dans ces deux régions, le décalage dans le processus de libéralisation de la fourniture aux petits clients industriels et commerciaux (ouverture le 1er juillet 2004), d'une part, et aux clients résidentiels, d'autre part, indique déjà l'existence de marchés distincts. De plus, les fournisseurs par défaut pour les clients résidentiels dans ces deux régions seront à déterminer par les intercommunales, ce qui pourra entraîner des différences supplémentaires. (33)

86. Pour ces raisons, la Commission considère que, aux fins de la présente décision, les marchés de fourniture de gaz H (avec l'exception de Bruxelles où les clients résidentiels sont approvisionnés exclusivement en gaz L) ainsi que de gaz L aux clients résidentiels constituent des marchés distincts des autres marchés de fourniture de gaz.

A.2.3.2 Marchés géographiques en cause

A.2.3.2.1 Marché de négoce sur le hub de Zeebrugge

87. Les parties estiment qu'il faut considérer que les hubs de Zeebrugge en Belgique, du National Balancing Point au Royaume-Uni et du TTF aux Pays-Bas font partie du même marché.

88. D'après les parties, ces trois hubs sont déjà bien interconnectés puisque leurs zones D'influence se chevauchent assez largement. Les réseaux néerlandais (TTF), et britannique (NBP) seraient ainsi reliés au réseau de transport et de transit belge (Zeebrugge). En outre, les parties font valoir que les hubs du NBP et de Zeebrugge sont directement reliés puisque situés de part et d'autre de l'Interconnector (reliant Zeebrugge et Bacton, au Royaume Uni), dont la capacité est en cours d'extension.

89. Par ailleurs, le caractère unifié des trois hubs serait encore accentué par la mise en service du gazoduc BBL entre les Pays-Bas (Balgzand) et le Royaume-Uni (Bacton), prévue pour fin 2006.

90. Les parties mettent également l'accent sur la convergence de prix entre ces hubs, dont les fluctuations, selon elles, ont été étroitement parallèles. Les décrochements ponctuels s'expliqueraient par des raisons qui seraient réglées à court terme avec notamment d'importants investissements d'infrastructure.

91. Enfin, les parties font valoir que les bourses de gaz sur ces trois hubs sont toutes opérées par APX Gas. APX, société néerlandaise indépendante, a créé une filiale APX Gas qui gère depuis 2004 les échanges de gaz par voie électronique sur les hubs du NBP, du TTF et de Zeebrugge (à travers APX Gas Zeebrugge B.V. dont APX et Huberator, filiale de Fluxys, sont actionnaires). APX Gas permettrait ainsi de suivre les transactions sur les trois hubs, à travers une seule application, sur un seul écran.

92. Cependant, dans la communication des griefs, la Commission a exprimé des doutes sur L'hypothèse des parties d'un marché unique comprenant les trois hubs. (34) Les résultats mitigés de l'enquête de marché indiquaient alors que, d'une part, les prix de ces trois hubs étaient partiellement corrélés et fluctuaient souvent dans la même direction, mais d'autre part, d'importantes divergences de prix entre les différents hubs persistaient, notamment pendant l'hiver 2005/2006 (35). D'ailleurs, dans la communication des griefs la Commission a identifié la disponibilité insuffisante de capacités de transport et de transit, et les contraintes en découlant, comme l'obstacle principal à l'établissement d'une "unité géographique" parmi les trois hubs.

93. En ce qui concerne plus particulièrement les hubs de NBP et de Zeebrugge, la communication des griefs s'est référée à une analyse détaillée qui fut préparée par Ofgem, le régulateur britannique. Ofgem avait analysé les prix pendant la période de janvier 2000 à avril 2006 en tenant compte des coûts de transport. (36) Cette analyse a démontré que, pendant 17 % des jours de cette période, la différence des prix entre NBP et Zeebrugge était supérieure à 7,5 %, à savoir les coûts approximatifs de l'utilisation de l'Interconnector. (37)

94. Dans leur réponse à la communication des griefs (" la Réponse "), les parties ont notamment fait valoir la convergence des prix entre les hubs de Zeebrugge et du NBP qui serait " évidente " depuis 2004. (38) Les parties attribuent les divergences des prix constatées par Ofgem aux problèmes de démarrage du hub de Zeebrugge. Selon les parties, " cette situation [de divergences pendant la phase initiale du hub de Zeebrugge] est révolue puisqu'il a été constaté dans les années suivantes une nette augmentation de la liquidité du hub de Zeebrugge et une meilleure interconnexion entre les deux hubs, découlant de l'extension de l'Interconnector ". (39)

95. Par la suite, la Commission a de nouveau consulté Ofgem et lui a demandé de réitérer son analyse pour les 24 derniers mois, à savoir la période juillet 2004 - juin 2006. La réponse d'Ofgem indique que la différence entre le prix au NBP et le prix au hub de Zeebrugge était supérieure à 7,5 % pendant 8 % des jours de cette période. (40) On peut donc, en effet, constater une convergence croissante entre les prix sur les deux hubs, notamment en comparaison avec les quatre années précédentes. Cependant, Ofgem a également reproduit une analyse des différentiels des prix sur les trois hubs NBP, Zeebrugge et TTF. Ofgem constate que les prix sur les trois hubs ont divergé de manière significative pendant certaines périodes, notamment pendant l'hiver 2005/2006. Or, il résulte des données fournies par Ofgem que ces divergences sont beaucoup plus accentuées entre le TTF et les deux autres hub qu'entre le NBP et le hub de Zeebrugge.

96. Sur la base de la Réponse des parties et de ses enquêtes complémentaires, la Commission observe une convergence croissante des prix au NBP et à Zeebrugge. Il est probable que celle-ci se prolongera compte tenu des extensions prévues de la capacité de l'Interconnector. Selon Ofgem, l'extension de l'interconnexion entre la Belgique et la Grande-Bretagne devrait, si les marchés fonctionnent de manière concurrentielle, aboutir à plus de convergence des marchés et moins de divergences puisque les contraintes concernant le transport seront réduites. (41)

97. A juste titre, Ofgem mentionne que des divergences de prix peuvent être dues à d'autres causes que les limites de capacité, notamment des régimes divergents d'équilibrage (" balancing "). Or, l'enquête complémentaire de la Commission a révélé que le régime belge du balancing, malgré certains éléments de balancing horaire, se rapproche du balancing journalier qui s'applique au Royaume-Uni.

98. Dans la communication des griefs, la Commission a identifié une autre cause probable pour les divergences de prix entre le NBP et le hub de Zeebrugge, à savoir le contrôle de Distrigaz & Co. sur les infrastructures reliant le hub de Zeebrugge avec le réseau belge et avec d'autres conduites et les difficultés d'accès en découlant pour d'autres acteurs. Or, cet obstacle sera éliminé par les remèdes proposés par les parties. En effet, les engagements proposés par les parties dans l'objectif d'augmenter la liquidité du hub et d'ainsi réduire les barrières à l'entrée sur les marchés gaziers en Belgique, prévoient le transfert des droits de commercialisation pour le réseau de transit (qui relie le hub) à Fluxys et la soumission au Code de Conduite.

99. A la lumière de ce qui précède, la Commission conclut que les conditions concurrentielles sur les hubs de Zeebrugge et du NBP se sont considérablement rapprochées et elle attend que ce rapprochement continue, notamment en raison des engagements facilitant l'accès au hub. Aux fins de la présente décision, ces deux hubs sont ainsi considérés comme appartenant au même marché. Cependant, la Commission conclut que le TTF ne fait pas partie de ce même marché, notamment en raison des divergences de prix qui, par rapport au hub de Zeebrugge et au NBP, sont plus fréquentes et plus significatives qu'entre ces deux hubs.

A.2.3.2.2 Marchés de la fourniture de gaz

100. Conformément à la pratique décisionnelle de la Commission et du Conseil de la concurrence belge, les parties considèrent que les différents marchés de la fourniture de gaz aux clients éligibles en Belgique sont de dimension nationale.

101. Toutefois, dans sa décision ECS/Sibelga précitée, la Commission a laissé ouverte la question de savoir si les différents marchés de la fourniture étaient de dimension nationale ou régionale en Belgique.

102. De même, dans sa récente décision GDF/Centrica/SPE, la Commission a considéré que les marchés de la fourniture de gaz en Belgique étaient de dimension nationale. Or, en ce qui concerne le marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels la Commission a discuté la possibilité d'une dimension régionale (Flandre, Wallonie, Région de Bruxelles-Capitale) tout en laissant cette question ouverte. Elle a évoqué des différences concernant les conditions réglementaires qui n'étaient pas homogènes entre les régions, notamment en ce qui concerne l'ouverture à la concurrence de la fourniture de gaz à ces clients résidentiels.

103. L'enquête de marché menée par la Commission a fourni certaines indications que la fourniture aux clients résidentiels doit être considérée comme un marché régional. D'une part, il existe une réglementation différente en matière de fourniture de gaz aux clients résidentiels dans chacune des trois régions. Ces différences impliquent également des dates distinctes pour l'ouverture à la concurrence. D'autre part, l'importance du gaz L pour la fourniture aux clients résidentiels varie entre les trois régions : à titre d'exemple, les clients résidentiels en Région de Bruxelles-Capitale sont approvisionnés quasi uniquement en gaz L, tandis que le reste du pays est approvisionné en gaz H ou L, selon la localisation de l'utilisateur final.

104. D'autre part, l'ouverture des marchés de fourniture aux clients résidentiels en Wallonie et en Région Bruxelles-Capitale va probablement entraîner un alignement progressif des conditions concurrentielles dans les trois régions comme cela été le cas pour les autres catégories de clients. Une telle évolution indiquerait une dimension nationale de ces marchés. Néanmoins, aux fins de la présente décision, il n'est pas nécessaire de décider si les marchés de la fourniture de gaz aux clients résidentiels sont nationaux ou régionaux car la concentration notifiée entravera de manière significative une concurrence effective sur la base de chacune de ces définitions de marché.

105. En conclusion, les marchés pertinents du gaz affectés par l'opération notifiée en Belgique sont les suivants:

Marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité, de dimension nationale

Marchés de la fourniture de gaz H et L aux revendeurs intermédiaires, de dimension nationale

Marchés de la fourniture de gaz H et L aux gros clients industriels, de dimension nationale

Marchés de la fourniture de gaz H et L aux petits clients industriels, de dimension nationale

Marchés de la fourniture de gaz H et L aux clients résidentiels, soit de dimension nationale soit de dimension régionale. Dans l'hypothèse de marchés régionaux, le marché de produit pertinent n'inclut que le gaz L en Région Bruxelles-Capitale.

A.2.4. L'analyse concurrentielle

106. La Commission considère que la concentration telle que notifiée entravera de manière significative une concurrence effective sur les divers marchés belges de gaz, notamment du fait du renforcement d'une position dominante de Distrigaz, l'opérateur historique en Belgique. Le renforcement de la position de Distrigaz sera la conséquence d'un double effet de la fusion proposée : d'une part, Distrigaz incorporera les activités belges de GDF, d'autre part, la transaction éliminera la forte pression concurrentielle exercée jusqu'ici par GDF. En effet, GDF est actuellement le concurrent le plus important de Distrigaz et, de surcroît, il dispose d'un très grand potentiel de croissance, grâce à la combinaison unique de toute une série d'atouts.

107. En raison de l'existence de barrières très élevées qui rendent l'entrée sur les marchés belges de gaz déjà très difficile, et dont certaines seront rehaussées davantage par la concentration, il est improbable que d'autres concurrents actuels ou potentiels puissent reprendre le rôle de GDF et ainsi compenser la pression concurrentielle qui sera éliminée suite à la concentration proposée.

Introduction

108. Sur les marchés de gaz en Belgique, la concentration notifiée entraînera des chevauchements significatifs entre les activités des parties, notamment sur plusieurs marchés de fourniture de gaz. En amont de ces marchés de fourniture, les parties disposent toutes les deux de l'accès au gaz en Belgique au niveau du gros.

109. Selon la CREG, il existe un marché de gros physique qui inclut les ventes directes des importateurs à leurs clients finals en Belgique ainsi que leurs ventes aux revendeurs actifs sur les réseaux de distribution qui n'assurent pas eux-mêmes le shipping. (42) En effet, dans des décisions antérieures, la Commission a également défini un marché de gros de gaz selon des critères similaires à ceux de la CREG. (43) Dans leur réponse à la décision selon l'article 6, point 1, point c, les parties contestent l'existence d'un marché de gros autre que le marché de la fourniture de gaz aux revendeurs. Néanmoins, les parties reconnaissent l'importance de la question de l'accès à la ressource gazière pour les opérateurs actifs sur les marchés situés en aval. Or, peu importe si l'on parle d'un marché de gros au sens propre ou si l'on aborde la question sous l'angle de l'accès au gaz, la concentration notifiée mènera incontestablement à un chevauchement des activités des parties au niveau du gros ou de l'accès au gaz.

110. D'après les calculs de la CREG, respectivement 84 % des volumes de gaz H et 88 % des volumes de gaz L vendus par les importateurs aux fins de la consommation en Belgique ont été vendus par Suez en 2005. (44) Ces chiffres indiquent, par eux-mêmes, que Suez dispose déjà d'une position prédominante en ce qui concerne l'accès au gaz consommé en Belgique. La transaction proposée y ajoutera la position de GDF qui a vendu, en 2005, respectivement 10 % des volumes de gaz H et 12 % des volumes de gaz L vendus par les importateurs aux fins de la consommation en Belgique. Par conséquent, la nouvelle entité aura désormais accès à 94 % du gaz H et à la totalité du gaz L consommés en Belgique. En raison de la disponibilité très restreinte de capacités d'entrée (voir en détail infra) il est improbable que cette situation de dominance change à court ou moyen terme. Il résultera donc de la transaction une dépendance quasi-complète des concurrents vis-à-vis du nouveau groupe sur les marchés en aval.

111. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties argumentent, sur la base d'une étude économique, que des fournisseurs autres que Suez et GDF pourraient fournir, dès 2008, d'importants volumes de gaz en Belgique. Selon cette étude, une augmentation importante du montant du gaz disponible découle notamment de la construction de nouvelles infrastructures, spécialement au Royaume-Uni, ce qui permettrait à des opérateurs britanniques d'exporter du gaz du Royaume-Uni vers la Belgique. (45) L'étude soumise par les parties identifie comme d'autres sources les réservations de RasGas au terminal GNL et des surplus de gaz en Italie et en Espagne qui pourraient être (ré-)exportés vers la Belgique. Les arguments présentés dans l'étude sont discutés en détail dans les considérants suivants.

112. En ce qui concerne les volumes disponibles, il convient de rappeler qu'un des entrants potentiels identifiés dans le mémorandum est RasGas, une entreprise commune de ExxonMobil/Qatar Petroleum, qui a réservé une capacité de [3-6]* bcm/an au terminal GNL de Zeebrugge. Cependant, le volume des réservations au terminal GNL ne correspond pas nécessairement aux volumes effectivement nominés comme le montre l'exemple actuel de Distrigaz (voir infra). L'enquête de marché concernant la disponibilité de gaz a démontré que, en règle générale, seulement 60 à 80 % des capacités réservées aux terminaux de GNL sont effectivement utilisés.

113. De plus, une quantité importante, correspondant à [60-70]*% des volumes réservés (minimum de [...]*) sera vendu par RasGas directement (" ex-ship ") à Distrigaz sur la base d'un contrat de [longue durée]*. (46) Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties contestent que les volumes vendus par RasGas à Distrigaz seraient déchargés à Zeebrugge en utilisant les réservations de RasGas. Selon les parties qui se réfèrent uniquement à un communiqué de presse de Distrigaz, la décharge des méthaniers de RasGas se ferait en recourant aux réservations de Distrigaz. Or, de toute manière, même si RasGas disposait effectivement de capacités libres de [3-6]* bcm/an, il est peu probable que des volumes de gaz correspondants soient offerts sur le marché belge. D'abord, comme expliqué ci-dessus, les volumes de gaz déchargés sont généralement largement inférieurs aux volumes des réservations. Ensuite, comme le reconnaissent aussi les parties, la Belgique est un pays de transit et il est très probable que RasGas vende la plupart de son GNL déchargé à Zeebrugge dans d'autres pays européens. Ni RasGas ni ses sociétés mères, ExxonMobil et Qatar Petroleum, n'ont des activités et de l'expérience de fourniture de gaz aux clients finals en Belgique. Leur modèle d'affaires repose plutôt sur la vente du GNL regaséfié directement au terminal ou via un hub. Or, en 2005, moins de 4 % des volumes de nominations à partir du hub constituaient des transports vers le réseau belge, tandis que plus de 96 % des volumes nominés relevaient du transit vers d'autres pays. (47) Par ailleurs, l'intérêt de RasGas de vendre son GNL en Belgique est plutôt limité compte tenu de son contrat important avec Distrigaz, l'opérateur historique belge. Comme RasGas n'a pas encore conclu de contrats de vente concernant le GNL pour lequel il dispose de réservations au terminal de Zeebrugge, (48) il n'est même pas exclu que RasGas vende des volumes supplémentaires aux parties.

114. Il convient par ailleurs de souligner que, en raison de la situation de congestion persistante (voir infra dans la section relative aux barrières à l'entrée), tout usage de capacité (de transit) afin de servir des clients belges entraîne quasi automatiquement un abandon de clients dans d'autres pays pour les besoins desquels les volumes nécessaires ont été réservés antérieurement. Ceci est dû à la rareté des capacités car les réservations ne peuvent pas simplement être élargies mais seulement être réallouées. Or, une telle " réallocation " des réservations au bénéfice de la fourniture aux clients belges se fait donc presque forcément au détriment de la fourniture aux clients dans les pays situés en aval des conduites de transit.

115. Selon les parties, à partir de 2008, il existerait des excédents de gaz en gaz H dans d'autres pays européens. En particulier, le rapport [d'un bureau d'experts]* (49), un bureau d'économistes auquel ont fait appel le Parties, estime que des opérateurs gaziers actifs au Royaume-Uni, en Italie et en Espagne auraient des excédents de gaz significatifs, disponibles à la vente sur les marchés belge et français à partir de 2008, sous réserve de contraintes de transport et de transit. Des affréteurs, via le ré-acheminement de ces excédents, pourraient alors fournir les marchés du gaz belge et français. Les parties considèrent que ces excédents couvriraient au moins 66% de la consommation de gaz H belge et 55% de la consommation de gaz H français.

116. Les parties estiment que les excédents de gaz qui seraient disponibles au Royaume-Uni seraient dus à la réalisation de plusieurs nouveaux projets d'infrastructure (comprenant une canalisation provenant du domaine norvégien Ormen-Lange, l'interconnector BBL avec les Pays-Bas et au moins deux terminaux britanniques de GNL).

117. Les larges excédents de gaz en Italie seraient disponibles d'ici 2008 et l'Italie pourrait alors devenir un exportateur net de gaz. Ces prévisions se basent en particulier sur la réalisation de deux terminaux de GNL d'ici 2008 : l'un à Brindisi et l'autre à Rovigo.

118. Pour l'Espagne aussi les parties prévoient de larges excédents d'offre d'ici 2008 et dans la mesure où il y aurait sous utilisation en capacité des terminaux de GNL français, les fournisseurs espagnols pourraient détourner ces approvisionnements excédentaires en France.

119. La Commission conteste les arguments du rapport [d'un bureau d'experts]* et rejette par conséquent les conclusions des parties. Le rapport [d'un bureau d'experts]* apparaît à la fois biaisé du point du vue méthodologique et basé sur des spéculations plutôt que sur une analyse factuelle. Les résultats de l'enquête de marche spécifique réalisée par la Commission ont largement démontré le caractère purement spéculatif des conclusions du Rapport [d'un bureau d'experts]*.

120. Du point de vue méthodologique, l'analyse [d'un bureau d'experts]* comporte un certain nombre de biais. Côté offre, un des problèmes concerne la crédibilité des investissements en infrastructures d'importation proposés par les parties à un horizon à moyen et long terme. Selon l'enquête de marché, l'incitation à investir apparaît très sensible à l'évolution des marchés et non plus à une logique planificatrice, introduisant ainsi un biais dans l'appréciation de la création de nouvelles infrastructures par les parties.

121. L'analyse [d'un bureau d'experts]* apparaît également statique. Ainsi, les concurrents actuels et potentiels des parties souhaitant ré-acheminer du gaz sur ces marchés devraient alors faire face à un certain nombre de coûts additionnels dus à des contraintes opérationnelles (comme les spécifications techniques de l'accès aux réseaux traversés, l'accès au stockage via l'injection et le prélèvement, le rééquilibrage par zone, si le transit était dévié, etc).

122. L'incitation à vendre du gaz en Belgique/France en 2008 dépendra donc des marges engendrées par les coûts et les prix sur ces marchés. Ces marges devront être comparées avec celles générées sur les marchés britannique, italien et espagnol. Les parties ont essayé de quantifier les surplus disponibles en termes de volume mais n'ont pas procédé à une analyse comparative en termes de marge. Or cet élément est essentiel pour déterminer les incitations à vendre du gaz sur tel ou tel marché.

123. Notons enfin que les capacités disponibles aux points d'entrée en Belgique estimées par les parties ne correspondent pas nécessairement aux capacités techniques maximales des points d'entrée estimées par la CREG (50), les données des parties étant surestimées. Enfin, notons que les excédents de gaz sur les marchés britannique, italien et espagnol supposeraient que les opérateurs gaziers actifs sur ces marchés ne fassent pas jouer les clauses de flexibilité contractuelle permettant de réduire une partie des prélèvements dans les contrats de long terme en Take Or Pay (51).

124. Du point de vue des évidences empiriques quant aux quantités de gaz supposées excédentaires, l'enquête de marché ne confirme pas les résultats [d'un bureau d'experts]*. En particulier selon l'enquête de marché de la Commission, les excédents de gaz susceptibles d'apparaître au Royaume-Uni, en Italie et en Espagne, à partir de 2008, seraient inexistants ou limités en volume, et seraient de toute manière insuffisants pour concurrencer d'une manière effective la nouvelle entité sur les marchés belge et français.

125. Par ailleurs, une large partie de ces excédents potentiels serait sous forme de GNL. Ceci réduit fortement les chances que ces excédents puissent être déviés vers la Belgique et la France, pour deux raisons principales. Tout d'abord, un re-routage des excédents GNL supposerait des capacités de re-gazéification disponibles sur les terminaux GNL de Zeebrugge ou sur les terminaux GNL français de Montoir, Fos Tonkin et Fos Gavaou (mise en service fin 2007). Or selon la CREG et les parties (52), les capacités du terminal GNL de Zeebrugge, de Fos Tankin, Montoir et Fos Cavaou ont été réservées respectivement à [90-100]* % (53), [90-100]* % (54), [80-90]* % (55), [90-100]* % (56). Par ailleurs, l'activité d'achat du GNL s'opérant au niveau mondial (57), il est probable que les surplus en gaz GNL soient re-routés sur des marchés plus attractifs en termes de prix, comme le marché Nord-américain, voire l'Asie (58). Au même temps, le GNL excédentaire et pas re-routé directement par méthaniers serait difficilement compétitif (après coût de regazéification et transport) avec le GNL directement livré au pays d'importation potentielle (59). Finalement, une autre partie des excédents pourrait être déviée sur d'autres marchés européens comme par exemple le marché allemand, susceptible d'accroître fortement sa demande en gaz en raison du moratoire nucléaire (60).

126. Le Royaume-Uni se caractérise par un déclin de sa production nationale couplé à une augmentation de sa consommation interne (61). Il est actuellement exportateur net de gaz durant la courte période d'été, mais reste tout de même un pays d'importation nette (62). En théorie, des volumes de gaz peuvent atteindre le territoire belge via l'Interconnecteur (reverse flow) mais auraient en revanche des difficultés pour atteindre la frontière française. (63). En 2008, selon l'enquête de marché, l'offre excédentaire se situerait entre [5-10%] avec un fort déclin à très courte échéance, soit un déficit d'offre de gaz à partir de 2009/2010 (64). Par conséquent, les excédents du gaz potentiels seraient rapidement absorbés par la demande croissante interne de gaz et seraient insuffisants pour augmenter la liquidité du marché belge à travers des exportations substantielles. Il semblerait également qu'à terme, le prix du gaz au Royaume-Uni demeure plus élevé que les prix sur le continent, limitant ainsi les incitations à exporter en Belgique (65).

127. L'Italie se caractérise par une très forte croissance de sa demande interne principalement due à l'utilisation croissante du gaz naturel dans sa production d'électricité (66). En 2008, selon l'enquête de marché, il n'y aurait pas d'offre excédentaire (67), ou bien cette offre excédentaire serait à très court terme et serait rapidement absorbée par la demande croissante interne de gaz, avec un déficit d'offre déjà au début de la période 2010/2015 (68). En outre, selon l'enquête de marché, la mise en service du terminal de Brindisi et de Rovigo, l'un des piliers de l'analyse [d'un bureau d'experts]*, sera fortement retardée et pourrait ne pas se réaliser avant 2012 (69). Par ailleurs, il n'existe pas d'interconnexion directe entre l'Italie et la France (70). L'interconnexion passe par le réseau suisse Transigaz dans le sens France/Italie. Quant à l'acheminement vers la Belgique, elle passe par les réseaux suisse et allemand dans le sens Belgique/Italie. L'inversion des flux de circulation dans le sens Italie/Belgique ou Italie/France demanderait des adaptations techniques dépendant des gestionnaires de réseaux (71).

128. Comme l'Italie, l'Espagne se caractérise par une très forte croissance de sa demande interne (autour de 6% par an (72)) principalement due à l'utilisation croissante du gaz naturel dans sa production d'électricité. En 2008, selon l'enquête de marché, le solde net entre offre et demande se situerait entre -1% et 2% avec un déficit net d'offre prévu dès 2009/2010 (73). Par ailleurs, le marché espagnol est faiblement interconnecté au marché français en raison d'une capacité limitée des gazoducs (Lacal et Euskadour) reliant l'Espagne à la zone TIGF française. De plus, le flux se faisant pratiquement exclusivement dans le sens France/Espagne, l'inversion des flux de circulation (dans le sens Espagne/France) nécessiterait des adaptations techniques importantes (74). Elle nécessiterait également des réservations de capacités d'entrée principalement à Larrau (75) sur le réseau TIGF ainsi que des réservations de capacités sur les liaisons interzones en France. A ce jour, ces dernières sont réservées à [90-100]* % par GDF et Total. Par conséquent, les capacités d'entrée du territoire français via la zone TIGF apparaissent très limitées. Les excédents de gaz espagnols potentiels seraient plutôt absorbés par la demande croissante interne espagnole.

129. En conclusion, la Commission considère que les arguments des parties concernant l'existence éventuelle d'excédents de gaz qui pourrait, à partir du 2008, être acheminé vers la Belgique et la France ont un caractère hautement spéculatif. L'enquête de marché spécifique a confirmé le point de vue de la Commission et largement infirmé celui du Rapport [d'un bureau d'experts]*. Par conséquent, les conclusions de la Commission concernant le manque de liquidité (indépendante des parties) des marchés gaziers belges demeurent valables.

A.2.4.1 Effets horizontaux

A.2.4.1.1 Marché de négoce sur hub

130. Sur le marché de négoce sur les deux hubs de Zeebrugge et du NBP qui sont considérés, aux fins de la présente décision, comme appartenant au même marché géographique, la concentration proposée n'aboutit pas à une entrave significative d'une concurrence effective. Selon les chiffres fournis par les parties, leur part de marché combinée n'excède pas les [0-5]* %.

131. De même, la CREG, dans son étude de juillet 2006 relative au fonctionnement du hub de Zeebrugge, a constaté qu'il n'y a aucune indication de dominance dans le chef d'un ou plusieurs acteurs sur le seul hub de Zeebrugge. (76) Selon cette étude, la combinaison des volumes "tradés" (transférés) par les deux plus importants opérateurs au hub de Zeebrugge ne dépasse pas les 17 % de l'ensemble des volumes "tradés". Vu que la position des parties est plus faible au NBP qu'au hub de Zeebrugge, leur position combinée sur un marché comprenant le NBP et le hub de Zeebrugge sera plus faible qu'au seul hub de Zeebrugge. Par ailleurs, l'enquête de marché n'a pas fourni d'indices pour une entrave significative d'une concurrence effective sur ce marché.

132. De toute manière, l'engagement des parties d'abandonner le contrôle de Distrigaz & Co. sur les infrastructures d'accès au hub de Zeebrugge réduira les difficultés d'accès pour les autres acteurs qui concurrencent avec Distrigaz en tant que trader sur le hub. Ces difficultés d'accès ont fait partie des problèmes de concurrence identifiés dans la communication des griefs. Or, les mesures correctives proposées en vue d'une augmentation de la liquidité du hub afin de réduire les barrières à l'entrée sur les marchés gaziers en Belgique, prévoient l'abandon du contrôle d'accès par Distrigaz. De même, et dans le même but d'augmenter la liquidité du marché belge, lesdites mesures correctives apportent une solution aux autres problèmes relatifs au fonctionnement du hub que la communication des griefs avait identifiés : ainsi les engagements garantissent la continuité des services back-up et l'application du Code de Conduite à la réglementation de l'accès au hub.

A.2.4.1.2 Marchés de la fourniture de gaz

Vue globale des marchés belges de fourniture de gaz

133. Dans la notification, les parties proposent un seul marché de fourniture de gaz à tous les clients éligibles. Cependant, la Commission a identifié plusieurs éléments indiquant des marchés pertinents plus étroits, comme cela est expliqué en détail dans la section " marchés pertinents ". Pour cela, l'analyse concurrentielle examinera ultérieurement ces marchés distincts tels que définis ci-dessus.

134. Néanmoins, les données fournies par les parties pour l'ensemble des marchés de la fourniture de gaz aux clients éligibles, démontrent les effets globaux de la concentration notifiée sur tous ces marchés de la fourniture de gaz. Ces données ont d'ailleurs été confirmées par les données fournies par la CREG. (77)

[emplacement tableua]

135. Comme expliqué supra dans la section " marchés pertinents ", il est nécessaire de distinguer entre la fourniture de gaz H et de gaz L. La situation concurrentielle sur l'ensemble des marchés de la fourniture de gaz H, d'une part, et sur l'ensemble des marchés de la fourniture de gaz L, d'autre part, est illustrée par le tableau suivant. Il convient de souligner que la position combinée des parties sur les marchés de la fourniture de gaz L est encore plus forte que sur les marchés de la fourniture de gaz H. Ceci est notamment dû aux activités plus développées du groupe GDF dans le domaine du gaz L.

136. Il résulte des tableaux ci-dessus que Suez est l'opérateur dominant avec une part de marché qui est restée supérieure ou aux alentours de 80 % pendant les trois dernières années. Selon la jurisprudence de la Cour de Justice des Communautés européennes et du Tribunal de première instance, des parts de marché très élevées peuvent, en soi, être la preuve d'une position dominante. (79) La Cour de Justice a affirmé que tel était le cas dans l'hypothèse d'une part de marché de 50%. (80) Il convient de constater que Suez a réussi à stabiliser ses parts de marché par le biais de Electrabel Customer Solutions (ECS) qui est le fournisseur par défaut pour la plupart des clients éligibles qui n'ont pas fait de choix d'un fournisseur. D'ailleurs, dans leur réponse à la décision d'ouverture d'une phase 2 (décision sur la base de l'article 6, paragraphe 1, point c), les parties n'ont pas contesté que Suez dispose d'une position dominante sur les marchés de la fourniture de gaz en Belgique.

137. La concentration notifiée renforcerait cette position dominante en ajoutant la part de marché de GDF qui s'élève à [10-15]* % pour la fourniture de gaz H et à [15-20]* % pour la fourniture de gaz L. GDF est actif sur les marchés belges de la fourniture de gaz à travers GDF Belgique (part de marché de [5-10]* % pour le gaz H et le gaz L respectivement), une filiale à 100 %, et le groupe SPE (part de marché de plus de [0- 5]*% pour le gaz H et de [5-10]* % pour le gaz L respectivement) que GDF contrôle conjointement avec Centrica. Suite à la transaction proposée, les parties auraient donc, sur l'ensemble des marchés belges de fourniture, une part combinée de [90-100]* % pour le gaz H et de [90-100]* % pour le gaz L respectivement. Par conséquent, l'opération entraînerait une augmentation du HHI (81) de 6756 à 8484, soit un delta de 1728, concernant le gaz H, et de 6580 à 9167, soit un delta de 2587, concernant le gaz L.

138. Cet aperçu global démontre que GDF est actuellement le nouvel entrant qui a le mieux réussi son entrée sur le marché belge et qui est ainsi devenu le concurrent principal de Suez. Les autres nouveaux entrants restent cantonnés à des parts de marché largement plus basses que GDF. La concentration notifiée éliminerait ainsi le concurrent le plus actif et compromettrait donc largement les effets de la libéralisation sur les marchés belges de la fourniture de gaz.

Analyse marché par marché

A.2.4.1.2.1 Marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité

139. Sur le marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité, Suez détient une part de marché de [90-100]* % pour le gaz H et de [90-100]* % pour le gaz L. (82) Ces parts de marché très élevées, qui ont d'ailleurs été confirmées par la CREG, (83) indiquent, par elles-mêmes, l'existence d'une position dominante. GDF n'est actuellement pas encore présent dans la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité. Le seul concurrent actuel est Wingas qui fournit du gaz à une centrale électrique à Zandvliet dans la zone portuaire d'Anvers. Cette centrale est située sur le site de BASF, une des deux sociétés mère de Wingas, (84) et sert principalement à approvisionner le site anversois de BASF en électricité.

140. Or, le contrat d'approvisionnement entre Suez et SPE, le deuxième opérateur de centrales électriques en Belgique, expire prochainement et il existe, par conséquent, une réelle et grande opportunité pour entrer sur ce marché.

141. En l'absence du projet de fusion notifié, GDF serait le mieux placé pour entrer sur ce marché à cette occasion. GDF dispose, tout d'abord, de l'accès direct aux producteurs de gaz et de suffisamment de droits de capacités d'entrée. Ensuite, GDF s'est établi comme un fournisseur fiable et important de clients industriels et a acquis, en France, de l'expertise dans la fourniture, et même l'exploitation, de centrales électriques à base de gaz. En tant que société mère de SPE, GDF aurait aussi une chance adéquate, voire meilleure que d'autres concurrents, y compris Wingas, de remporter un appel d'offres de SPE pour la fourniture de ses centrales électriques. Comme la capacité de génération d'électricité de SPE se compose notamment de centrales utilisant du gaz, le volume des contrats à redistribuer par SPE est d'envergure. (85) Pour ces raisons, GDF se positionne ainsi comme le concurrent potentiel le plus important de Suez sur le marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité.

142. La concentration notifiée éliminera donc GDF en tant que concurrent potentiel le mieux placé et renforcera ainsi la position dominante de Suez sur le marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité, et entravera de manière significative une concurrence effective sur ce marché.

A.2.4.1.2.2 Marchés de la fourniture de gaz aux revendeurs intermédiaires

143. Sur le marché de la fourniture de gaz aux revendeurs intermédiaires, qui inclut les ventes aux intercommunales, aux fournisseurs par défaut (p.ex. ECS) et à d'autres revendeurs (p.ex. Essent, Nuon), Suez est déjà dominant avec des parts de marché respectives de [80-90]* % pour le gaz H et de [80-90]* % pour le gaz L. Les parts de marché de GDF varient entre [10-15]* % pour le gaz H et [10-15]* % pour le gaz L. Par conséquent, suite à la concentration notifiée, les parties deviendront des approvisionneurs incontournables et domineront ainsi [90-100%]* du marché, aussi bien pour le gaz H que pour le gaz L. En ce qui concerne le gaz L, il convient de rappeler que seuls Suez et GDF importent du gaz L en Belgique et que, par conséquent, tout revendeur de gaz L en Belgique devra s'approvisionner nécessairement auprès de la nouvelle entité qui disposera d'un monopole. Par ailleurs, la transaction éliminera GDF, le seul concurrent à avoir réussi à s'établir sur ces marchés.

144. Pour ces raisons, la concentration notifiée renforcera la position dominante de Suez sur les marchés de la fourniture de gaz H ainsi que de gaz L aux revendeurs intermédiaires, et entravera ainsi de manière significative une concurrence effective sur ces marchés.

A.2.4.1.2.3 Marchés de la fourniture de gaz aux gros clients industriels

145. Sur le marché de la fourniture de gaz aux gros clients industriels, Suez est dominant avec des parts de marché de [70-80]* % pour le gaz H et de [80-90]* % pour le gaz L. GDF atteint des parts de marché de [15-20]* % pour le gaz H et de [15-20]* % pour le gaz L. (86) Le seul concurrent notable est Wingas qui fournit uniquement du gaz H. Suite à la transaction proposée, la part de marché combinée des parties atteindra donc [80-90]* % pour le gaz H et de [90-100]* % pour le gaz L pour lequel la nouvelle entité deviendra donc l'approvisionneur incontournable. Ainsi, en éliminant GDF, le concurrent qui a le mieux réussi son entrée sur ces marchés, la concentration notifiée renforcera la position dominante de Suez sur les marchés de la fourniture de gaz H ainsi que de gaz L aux gros clients industriels, et entravera ainsi de manière significative une concurrence effective sur ces marchés.

A.2.4.1.2.4 Marchés de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux

146. Sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux, Suez est actuellement dominant avec des parts de marché respectives de [60-70]* % pour le gaz H et de [70-80]* % pour le gaz L. GDF atteint respectivement [20-30]* % pour le gaz H et [10-15]* % pour le gaz L. (87) Suite à la transaction prévue, les parties atteindront donc une part de marché combinée de [80-90]* % pour la fourniture de gaz H et de [80- 90]* % pour la fourniture de gaz L aux petits clients industriels et commerciaux. Nuon y est présent avec une part de marché qui ne dépasse pas 10 % tandis que les parts de marché d'Essent restent cantonnées à moins de [0-5]* % et Wingas n'est pas du tout actif sur ce marché.

147. La force compétitive de GDF sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux se fonde aussi sur sa capacité de proposer des offres " dual fuel ", grâce à son accès immédiat tant au gaz qu'à l'électricité (à travers sa filiale SPE). Comme ceci est expliqué plus en détails dans la partie concernant les marchés belges de l'électricité, les offres " dual fuel " sont d'une importance particulière dans les marchés de fourniture de gaz et d'électricité aux petits clients industriels et commerciaux ainsi qu'aux clients résidentiels. Pour les raisons qui y sont mentionnées, ces groupes de clients sont plus susceptibles que d'autres de faire confiance au même fournisseur pour le gaz et l'électricité. Or, comme expliqué aux considérants 162 et suivants et aux considérants 201 et suivants GDF, est le concurrent de Suez qui dispose du meilleur accès au gaz en Belgique. De plus, GDF dispose de l'accès direct à la capacité de génération d'électricité de SPE. La capacité de SPE est installée en Belgique ce qui entraîne des coûts de livraison moins élevés comparés à ceux des concurrents néerlandais.

148. Il convient de souligner que les concurrents dans la fourniture de gaz L (Nuon et Essent) sont tous des revendeurs qui devront s'approvisionner auprès du groupe issu de la fusion proposée. La compétitivité de ces revendeurs de gaz L sera encore plus réduite suite à la transaction car leur prix d'achat inclut la marge du futur monopoliste qui est en même temps leur concurrent sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux. La concentration notifiée renforcera donc la position dominante de Suez sur le marché de la fourniture de gaz H ainsi que de gaz L aux petits clients industriels et commerciaux, et entravera ainsi de manière significative une concurrence effective sur ces marchés.

A.2.4.1.2.5 Marchés de la fourniture de gaz aux clients résidentiels éligibles

149. Les marchés de la fourniture de gaz H ainsi que de gaz L aux clients résidentiels ne sont actuellement ouverts à la concurrence qu'en Région flamande où les clients résidentiels sont éligibles depuis le 1er juillet 2003. En Région wallonne et en Région Bruxelles- Capitale, les clients résidentiels seront éligibles à partir du 1er janvier 2007.

150. Le Tribunal de Première Instance a considéré que l'absence de concurrence sur les marchés du gaz conformément à la directive Gaz écarte toute conclusion selon laquelle les conditions de l'article 2, paragraphe 3, du règlement Concentrations sont satisfaites. (88) En particulier, il a constaté que la Commission n'est pas en mesure d'évaluer si la concentration empêche l'introduction d'une concurrence effective dans le cadre du calendrier contraignant de la directive Gaz. (89)

151. Néanmoins, la situation concurrentielle existant à la date d'adoption de la décision ou à la date de l'ouverture des marchés en question à la concurrence est un fait objectif dont l'évaluation n'est pas touchée par la non-exécution d'un critère juridique. (90) En outre, le Tribunal de Première Instance a indiqué dans son arrêt dans l'affaire 87-05 (EDP) que la Commission peut analyser les effets immédiats d'une transaction s'ils existent et qu'elle les prend en considération dans son évaluation globale de la transaction. (91) Dans ce cas, un tel effet immédiat de la concentration, modifiée par les engagements, aurait été d'avancer l'ouverture de certains marchés par rapport au calendrier envisagé dans la directive Gaz. (92)

152. En outre, lorsque la Commission examine une concentration, elle doit examiner si la concentration entraîne directement et immédiatement une entrave significative à la concurrence effective. Dans cette analyse, elle peut, le cas échéant, prendre en considération les effets d'une concentration dans un proche avenir. (93)

153. Dans le cas présent, la concentration telle que notifiée n'exerce aucun effet immédiat sur le calendrier pour l'ouverture du marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels en Wallonie et à Bruxelles. Ainsi, aux fins de l'évaluation globale opérée par la Commission, on ne constate aucun effet positif immédiat sur les conditions de concurrence sur ce marché. Au contraire, bien que ce marché reste formellement non ouvert à la concurrence jusqu'à fin 2006, la concentration est susceptible d'exercer un effet immédiat sur la préparation des concurrents potentiels pour l'ouverture du marché à la concurrence. En particulier, la concentration élimine immédiatement GDF comme concurrent potentiel de Distrigaz en Wallonie et à Bruxelles et créée des obstacles à l'entrée pour d'autres concurrents potentiels. Ces obstacles sont susceptibles d'avoir pour effet immédiat de décourager l'investissement en prévision de l'entrée sur le marché à partir de janvier 2007. La concentration est également susceptible de supprimer l'incitation pour Suez à anticiper les effets de l'ouverture du marché en proposant déjà des prix plus compétitifs ou d'autres conditions afin de fidéliser les clients.

154. A la date d'adoption de la présente Décision, l'ouverture à la concurrence des marchés de la fourniture de gaz aux clients résidentiels, conformément au droit belge et à la directive Gaz, est imminente. En conséquence, la concentration exercera des effets immédiats sur les décisions commerciales, à la fois des parties à la concentration et des tiers, ce qui entraînera des effets sur les conditions de concurrence dans un avenir très proche. Ainsi, la Commission considère qu'il est approprié de prendre en considération les effets sur la concurrence qui sont d'ores et déjà imminents et qui se produiront pleinement à partir de janvier 2007 sur ces marchés.

155. En vue de ce processus de libéralisation à la fois proche et certain, il convient d'examiner les effets de la concentration non seulement sur la situation concurrentielle en Région flamande mais aussi sur la concurrence potentielle dans les Régions wallonne et de Bruxelles-Capitale.

156. Indépendamment de la définition des marchés géographiques, GDF dispose d'un atout compétitif sur les marchés de la fourniture de gaz aux clients résidentiels dans la mesure où GDF est capable de proposer des offres " dual fuel ", grâce à son accès immédiat tant au gaz qu'à l'électricité (à travers sa filiale SPE). Pour les raisons expliquées dans la partie concernant les petits clients industriels et commerciaux et celle concernant les marchés belges de l'électricité, cette capacité est un avantage important aussi pour entrer en concurrence sur le marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels.

157. En Flandre, Suez est dominant avec une part de marché de [70-80]* % tant pour le gaz H que pour le gaz L. Selon la notification, la répartition de la consommation de gaz H et de gaz L est de [40-50/40-50]* %. (94) Suez est actif dans la fourniture aux clients résidentiels à travers sa filiale ECS qui a été désignée comme fournisseur par défaut par plusieurs intercommunales flamandes. GDF est actif notamment à travers Luminus, une filiale de SPE, et atteint une part de marché de [15-20]* %. A la suite de la transaction proposée, les parties atteindront donc une part de marché combinée de [90-100]* %. Par conséquent, la concentration notifiée renforcera la position dominante de Suez sur les marchés de la fourniture de gaz H ainsi que de gaz L aux clients résidentiels en Flandre, et entravera ainsi de manière significative une concurrence effective sur ces marchés.

158. En Wallonie, la fourniture de gaz aux clients résidentiels sera entièrement libéralisée dès le 1er janvier 2007. Actuellement, tous les clients résidentiels wallons sont approvisionnés par les intercommunales. L'intercommunale liégeoise A.L.G. a d'ores et déjà désigné Luminus, une société du groupe SPE, comme fournisseur par défaut pour les clients résidentiels qui ne choisiront pas de fournisseur d'ici le 1er janvier 2007. (95) Selon les estimations des parties, Suez (à travers ECS) et GDF (notamment à travers Luminus) auront des parts de marché respectives de [40-50]* % et de [30-40]* % en 2007. La transaction proposée éliminera donc GDF qui sera selon les prévisions des parties le concurrent le plus important de Suez sur le marché libéralisé. La concentration notifiée créera ainsi une position dominante du nouveau groupe sur le marché wallon de la fourniture de gaz H ainsi que du gaz L aux clients résidentiels, et entravera ainsi de manière significative une concurrence effective sur ces marchés.

159. Pour la Région Bruxelles-Capitale où les clients résidentiels sont approvisionnés uniquement en gaz L et seront éligibles dès le 1er janvier 2007, les parties estiment que Suez (à travers ECS) aura une part de marché de [90-100]* % en 2008 tandis que GDF atteindra environ [0-5]* %. (97) Les parties considèrent Nuon et Essent comme leurs principaux concurrents. Si la position de GDF telle que pronostiquée par les parties est moins forte qu'en Flandre ou en Wallonie, GDF est néanmoins considéré, par les parties, comme un des principaux concurrents de Suez après l'ouverture du marché en 2007. La transaction proposée éliminera donc un concurrent potentiel important sur le marché libéralisé et créera ainsi une position dominante du nouveau groupe sur le marché bruxellois de la fourniture de gaz L aux clients résidentiels, et entravera ainsi de manière significative une concurrence effective sur ce marché.

160. Au niveau national, la transaction proposée se traduira en additions de parts de marché telles qu'illustrées dans le tableau suivant. Si les positions des parties et des tiers se distinguent de leurs positions respectives au niveau régional, la conclusion reste la même : Suez (à travers ECS) aura une position dominante aussi sur un marché national de la fourniture de gaz (aussi bien pour le gaz H que pour le gaz L). Cette position dominante sera renforcée par l'acquisition de GDF qui sera de loin le concurrent le plus important. Ainsi, aussi sur la base d'un marché national de la fourniture de gaz aux clients résidentiels, la concentration notifiée entravera donc de manière significative une concurrence effective sur ces marchés.

A.2.4.2 La concentration notifiée éliminera le concurrent le plus performant de Suez

161. Au-delà de l'addition des parts de marché, le deuxième effet horizontal de la concentration notifiée consiste en l'élimination de GDF comme le concurrent qui a exercé, depuis son entrée sur les marchés de gaz en Belgique, la plus forte pression concurrentielle sur Suez. GDF a réussi à acquérir cette position de " challenger " principal de Suez grâce à toute une série d'atouts compétitifs dont aucun autre nouvel entrant ne dispose d'une manière similaire.

162. La force compétitive de GDF résulte, en particulier, de la combinaison des avantages suivants :

Opérateur historique dans un grand pays limitrophe de la Belgique

Accès à un portefeuille large et diversifié de gaz, y compris du GNL

Accès au gaz H et au gaz L en Belgique

Possibilité de stockage de gaz L en France

Droits prioritaires d'accès au stockage de gaz H en Belgique

Co-propriété et gestion de certains axes de transit (SEGEO) et co-contrôle de certains points d'entrée

Réservations importantes et capacités à disposition de GDF sur certains points d'entrée dans le réseau belge

A.2.4.2.1 Opérateur historique dans un grand pays limitrophe

163. Si GDF n'est pas le seul opérateur actuellement ou potentiellement actif sur le marché belge qui soit aussi un opérateur historique dans un pays limitrophe, il se distingue néanmoins des autres " incumbents ". Les liens étroits entre la France et la Belgique ainsi que la présence de nombreuses grandes entreprises françaises constituent des atouts compétitifs. Les relations commerciales de longue date que GDF entretient avec ces entreprises en France font de GDF un interlocuteur privilégié aussi en Belgique.

A.2.4.2.2 Accès à un portefeuille large et diversifié de gaz, y compris du GNL

164. Selon les données fournies dans la notification, GDF est le troisième importateur de gaz naturel dans le marché européen (avec [5-10]* % du volume des achats totaux), derrière ENI ([10-15]* %) et E.ON Ruhrgas ([10-15]* %). Toujours selon la notification, GDF est le plus grand importateur européen de GNL (avec [20-30]* % du volume total importé dans l'EEE). Ainsi GDF dispose d'un portefeuille de gaz très large et particulièrement diversifié qui lui donne la flexibilité suffisante et la capacité, dont disposent certes aussi d'autres acteurs, d'approvisionner le marché belge.

A.2.4.2.3 Accès au gaz H et au gaz L en Belgique

165. Le gaz L (pouvoir calorifique nominal 9,769 kWh/m³(n)) joue un rôle important dans la fourniture de gaz en Belgique. Environ 30 % de la consommation belge de gaz naturel sont du gaz L ; (99) en Région Bruxelles-Capitale, le gaz L compte pour la quasi totalité des fournitures de gaz. Comme le démontrent les tableaux dans la section précédente, le gaz L correspond à une part importante dans tous les marchés de fourniture, à la seule exception du marché de la fourniture aux centrales électriques. En ce qui concerne aussi bien les " gros " que les " petits " clients industriels et commerciaux, il faut tenir compte du fait que ces entreprises sont souvent actives sur plusieurs sites qui ne sont pas nécessairement tous approvisionnés par le même type de gaz. Afin de pouvoir proposer une offre globale et d'être capable de satisfaire la demande entière des clients (actuels et potentiels), un fournisseur de gaz doit absolument proposer une offre complète et donc disposer de gaz L dans son portefeuille.

166. Pour l'instant, seul Wingas poursuit une stratégie d'entrée de marché exclusivement basée sur le gaz H. Or, il semble que Wingas se cantonne actuellement à la fourniture de gaz à des gros clients industriels et à la centrale électrique sur le site Zandvliet de BASF, sa société mère. Selon les chiffres fournis dans la notification, les fournitures à cette centrale comptent pour presque [20-30]* % des fournitures de Wingas en Belgique. D'autres nouveaux entrants tels que Nuon et Essent poursuivent une stratégie basée sur la fourniture tant de gaz H que de gaz L. L'accès au gaz L est donc indispensable pour un fournisseur qui souhaite réussir son entrée à tous les niveaux des marchés belges de gaz.

167. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties laissent entendre que le nombre de clients qui consomment à la fois du gaz H et du gaz L est limité. (100) Pour étoffer leur argument, les parties se réfèrent à des chiffres de Distrigaz. Il se peut que les parties aient raison en ce qui concerne le portefeuille des clients de Distrigaz. Néanmoins, il apparaît clairement que la situation est différente pour un nouvel entrant comme GDF. En effet, en 2005, le plus important client de GDF en gaz L en Belgique était à la fois le troisième client de GDF en gaz H en Belgique. (101)

168. Les Pays-Bas et l'Allemagne sont les seuls producteurs de gaz L en Europe. En Allemagne, la production de gaz L est toutefois principalement écoulée sur le marché domestique et la quantité manquante est importée des Pays-Bas. Il n'y a pas de livraisons de gaz L sur le marché belge en provenance de l'Allemagne. (102)

169. L'enquête de marché a prouvé que GDF et Suez sont les seuls acteurs qui disposent de gaz L en Belgique. Les deux parties ont des contrats à très long terme avec [...]*

(103) qui commercialise quasi-exclusivement le gaz L néerlandais. (104) Selon les informations fournies par les parties, Suez a un contrat avec [...]* qui court jusqu'en [...]* et couvre au moins [90-100%]* de ses importations de 2005. (105) GDF a un contrat avec [...]* qui court jusqu'en octobre [...]* avec une ACQ de [...]* à [...]* de m3 ainsi qu'un contrat d'un volume [...]*de m3 qui court jusqu'en octobre [...]*, avec pour GDF une option de demande de prorogation jusqu'en octobre [...]*. (106)

170. Des concurrents comme Nuon et Essent qui souhaitent vendre du gaz L en Belgique, sont obligés de s'approvisionner auprès de Distrigaz ou GDF en Belgique. Sur la base des informations recueillies par la Commission, les capacités d'entrée dans le réseau belge à Poppel et Zandvliet sont entièrement réservées par Distrigaz et GDF au moins jusqu'à [...]*. Au-delà de [...]*, GDF a déjà fait des réservations de transit pour la moitié de la capacité d'entrée. Or, l'enquête de marché a montré qu'en amont, du côté néerlandais, la capacité est entièrement réservée jusqu'en 2016. (107). De plus, compte tenu de ses contrats d'approvisionnement à long terme avec [...]* et puisqu'il n'y a pas d'autre importateur potentiel, il n'y a pas d'urgence pour Distrigaz de procéder à des réservations. Par ailleurs, Distrigaz fait notamment des réservations de transport à [...]* et il ressort des données fournies par Fluxys que des réservations de transport au-delà du 31 décembre 2007 sont très rares. (108) Comme des importations sur leur propre compte leur sont donc impossibles, les concurrents de Distrigaz et GDF sont, par conséquent, cantonnés au rôle de simples revendeurs de gaz L. Vu que ces revendeurs doivent s'approvisionner auprès de leurs concurrents directs, à savoir Distrigaz et GDF, il leur est pratiquement impossible de les concurrencer effectivement. (109)

171. Techniquement, il est possible de convertir du gaz H en gaz L avec l'aide d'un transformateur qui " dilue " le gaz H avec de l'azote. Il y a deux installations de conversion de gaz H en gaz L en Belgique, à Loenhout (sur le même site que les installations de surface du stockage souterrain) et à Lillo (prés d'Anvers). La capacité de ces installations en mode transformation est de 400.000 m3(n)/h (exprimée en gaz L) et le service de transformation est disponible du 15 novembre d'une année civile jusqu'au 28 février de l'année suivante, avec possibilité de prolongation durant le mois de mars (soumise au paiement d''un tarif additionnel de 47.300 euro). (110) Il convient de noter que l'alimentation du transformateur de Loenhout n'est garantie que lorsque l'installation de stockage est en mode d'émission. De plus, les contraintes techniques font que ce transformateur ne peut fonctionner que par des températures extérieures inférieures à 0°C, et de préférence inférieures à -5°C.

(111) Les installations de transformation ne sont donc en fonction que pendant une période restreinte de l'année.

172. Or, les clients connectés aux réseaux de transport ou de distribution de gaz L ont besoin de fournitures durant toute l'année. Ceci est aussi illustré par les importations très constantes de gaz L par GDF ; toutefois il est possible qu'une partie de ces volumes soit mise au stockage de gaz L que GDF gère en France. Mais aussi Suez, qui ne dispose d'aucun site de stockage, ni en Belgique ni en France, maintient ses importations de gaz L à un niveau considérable pendant les mois d'été (la moyenne mensuelle des importations de gaz L pendant les mois de juin à août 2005 était d'environ[40-50]* % de la moyenne mensuelle pour toute l'année). (112)

173. Selon la CREG, les transformateurs sont [à 90-100%]* réservés par Distrigaz. L'enquête de la Commission a confirmé que Distrigaz a réservé [90-100%]* des capacités, et d'ailleurs, en a fait usage de manière très limitée.

174. A la lumière de tous ces éléments, la Commission conclut que GDF est actuellement le seul concurrent de Distrigaz qui dispose de gaz L en Belgique et qui exerce une pression concurrentielle sur Distrigaz sur les différents marchés de fourniture de gaz L. Au-delà de ces effets sur les marchés de fourniture de gaz L, GDF est aussi le seul concurrent de Distrigaz qui dispose d'un portefeuille complet de gaz. Ainsi GDF est le seul concurrent de Distrigaz à être capable de proposer une offre globale comprenant le gaz L et le gaz H à ses clients actuels et potentiels. En raison de ce portefeuille complet, la position de GDF est également plus performante sur les marchés de fourniture de gaz H. Comme cela a été démontré, cet avantage compétitif majeur ne saurait être reproduit par aucun autre nouvel entrant actuel ou potentiel sur les marchés belges.

A.2.4.2.4 Grande flexibilité grâce à la possibilité de stockage de gaz L en France

175. GDF n'a pas seulement accès au gaz L en Belgique mais dispose aussi de la possibilité de stocker du gaz L en France dans le groupement de sites de stockage en Picardie qui est géré par GDF. De plus, comme GDF a réservé de larges capacités de transport pour le gaz L entre Poppel (frontière belgo-néerlandaise) et Blaregnies (frontière franco-belge), GDF est capable de réimporter tout volume nécessaire de gaz L en Belgique.

176. En raison de ses larges réservations à Blaregnies dans le sens du flux physique en direction Nord-Sud, GDF contrôle aussi le volume du " reverse flow " disponible dans le sens Sud-Nord. Ainsi GDF peut faire, et fait, (113) des réservations conditionnelles dans le sens France-Belgique qui sont en réalité pleinement équivalentes à des réservations fermes mais moins coûteuses que celles-ci. En effet, la " condition " normalement inhérente à des " réservations conditionnelles ", à savoir un flux physique au moins égal aux capacités demandées, est purement théorique pour GDF à Blaregnies. Car c'est GDF qui a réservé plus de [80-90]* % des capacités de sortie à Blaregnies dans le sens du flux physique vers la France (114) et, en adaptant ses nominations dans ce sens, GDF peut facilement influencer à sa guise les capacités effectivement disponibles dans le sens du " reverse flow ". Ainsi, GDF a réservé des capacités conditionnelles (avec une tendance croissante) pour le transport dans le sens France-Belgique et procédé à des livraisons à rebours à Blaregnies vers la Belgique qui ont atteint un volume de [5-10]* TWh de gaz L en 2005. (115)

177. Grâce à cette possibilité de stocker du gaz L en France et de l'acheminer sur le marché belge, GDF dispose d'un avantage compétitif très précieux face à Distrigaz. Car en Belgique, il n'y a pas de site de stockage pour le gaz L. Ainsi, Distrigaz est obligé soit de réserver du stockage en France auprès de son principal concurrent GDF (116) soit d'acheter la flexibilité en amont, notamment par le biais d'une modulation des volumes de fourniture par [...]*. (117) Or, une flexibilité accrue dans la fourniture en amont engendre des coûts supplémentaires pour Distrigaz. Une comparaison des importations mensuelles de gaz L de Distrigaz, d'une part, et de GDF, d'autre part, montre que le profil de consommation de GDF est beaucoup [...]* entre les saisons que celui de Distrigaz. A titre d'exemple pour l'an 2005, les importations du mois (en hiver) avec le volume le plus grand de l'année étaient plus de [...]* des importations du mois (en été) avec le volume le plus petit de l'année pour Distrigaz. Le même ratio [...]* pour GDF. Or, de telles différences dans le profil de flexibilité se reflètent normalement dans les prix d'achat. Il convient d'ailleurs de rappeler que tant les volumes contractés que les volumes importés de gaz L au point d'entrée de Poppel par GDF sont [...]* que celles de Distrigaz, ce qui devrait normalement se refléter dans des prix d'achat plus avantageux. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties contestent que le prix d'approvisionnement de GDF en gaz L auprès de [...]* soit inférieur à celui de Distrigaz. Or, peu importe si les prix d'achat de GDF sont plus favorables que ceux de Distrigaz : ce qui importe c'est que le volume et le profil de son approvisionnement ainsi que son accès au stockage en France rendent GDF au moins aussi compétitif pour le gaz L que Distrigaz.

178. Aucun concurrent actuel ou potentiel autre que Distrigaz et GDF ne dispose de sources comparables de flexibilité pour le gaz L. Ni les concurrents allemands ni les concurrents néerlandais ne disposent des capacités de transport pour importer en Belgique du gaz L éventuellement stocké aux Pays-Bas. En ce qui concerne un éventuel stockage en Allemagne, il convient par ailleurs de rappeler qu'il n'y a pas de connexion de gaz L entre l'Allemagne et la Belgique. Pour ces raisons, tous les concurrents qui souhaitent vendre du gaz L en Belgique, sont obligés de s'approvisionner tant en gaz et qu'en flexibilité nécessaire auprès de Distrigaz ou GDF. Désormais, il n'y aura donc qu'une seule source de gaz L et de flexibilité accessoire en Belgique. Il sera donc encore plus difficile pour ces acteurs d'être compétitifs face à la nouvelle entité sur les marchés de la fourniture en aval.

179. De tout ce qui précède, la Commission conclut que GDF, grâce à son accès au stockage pour le gaz L dispose d'un degré de flexibilité qui lui permet d'exercer une pression concurrentielle très forte sur Distrigaz en ce qui concerne la fourniture de gaz L aux différentes catégories de clients en Belgique.

A.2.4.2.5 Droits prioritaires d'accès au stockage de gaz H en Belgique

180. En Belgique, il y a deux sites de stockage de gaz H qui sont gérés par Fluxys: le site de stockage souterrain à Loenhout (capacité de stockage : 580 millions de m3(n), " working capacity ") et, pour le GNL, la Peak Shaving Station à Dudzele (capacité de stockage : 261.000 m3 de GNL équivalent à 55 millions de m3(n)) qui est située à proximité du terminal GNL de Zeebrugge. (118) La CREG, via les contacts qu'elle entretient avec les acteurs du marché, est consciente du fait qu'il y a une forte demande de capacité insatisfaite. (119) L'enquête de marché de la Commission a confirmé cette analyse de la CREG.

181. Pendant les années de stockage 2004/2005 et 2005/2006 ainsi que pour l'année de stockage 2006/2007 en cours (du 15 avril 2006 au 14 avril 2007), [90-100%]* de la capacité disponible à Dudzele a été et est réservée par Distrigaz.

182. A Loenhout, Distrigaz disposait de [90-100]* % des capacités d'injection et des capacités de soutirage (send-out) pendant l'année de stockage 2004/2005 et de [80- 90]* % de ces capacités en 2005/2006. Pendant ces années, GDF était le seul opérateur alternatif à disposer de capacités de stockage à Loenhout, à savoir [5-10]* % des capacités d'injection et des capacités de soutirage en 2004/2005 et [10-15]* % en 2005/2006. Pour l'année de stockage en cours, Distrigaz détient [80-90]* % des capacités d'injection et des capacités de soutirage (send-out) et GDF en détient [10- 15]* % (120). Un troisième opérateur dispose de [0-5]* % de ces capacités.

183. GDF dispose donc d'un accès prioritaire au stockage en Belgique. Non seulement, ses capacités s'accroissent en continu d'une année à l'autre, mais son accès au stockage dépasse très largement celui de ses concurrents dont la plupart n'a pas d'accès du tout. L'accès privilégié de GDF au stockage est notamment dû à la structure de sa clientèle. En effet, les rares capacités de stockage sont réservées de manière prioritaire aux utilisateurs du réseau délivrant le gaz aux installations de distribution de gaz (conformément à l'article 15-11 de la loi Gaz). (121) Selon Fluxys, dans le passé, toutes les capacités de stockage ont été allouées suivant ce droit de priorité. (122)

184. Conformément à l'article 36 des " Principales Conditions d'accès au réseau de transport pour les activités de stockage en Belgique " de Fluxys, le droit d'allocation prioritaire est calculé une fois par an, le 4 janvier, sur la base des capacités de prélèvement pour l'approvisionnement des entreprises de distribution ce jour-là. En d'autres termes, c'est la " part de marché " d'un opérateur dans la fourniture des clients connectés au réseau de distribution au jour de référence (4 janvier) qui détermine ses droits pour l'année de stockage suivante qui commence le 15 avril.

185. Il semble que GDF ait particulièrement bien réussi à créer un portefeuille de clients composé de clients connectés au réseau de transport et de clients connectés au réseau de distribution qui donnent droit à un accès de priorité au stockage. Or, une fois attribué le droit d'accès au stockage pour une année, ces capacités sont à la libre disposition de GDF (comme c'est le cas pour tout autre titulaire de capacité), c'est-à- dire que Fluxys ne contrôle pas si les volumes stockés sont effectivement fournis à des clients connectés au réseau de distribution ou à d'autres clients (p.ex. des revendeurs ou des clients connectés au réseau de transport). GDF peut donc utiliser la flexibilité résultant de son accès au stockage pour mieux équilibrer la demande de ses clients et ses volumes de gaz disponibles en Belgique. Par conséquent, GDF doit " acheter " moins de flexibilité dans ses contrats d'importation et peut ainsi offrir son gaz en Belgique à des prix plus compétitifs. Son accès privilégié au stockage en Belgique confère donc à GDF un avantage compétitif qui fait émerger GDF comme le seul concurrent de Distrigaz à disposer d'une flexibilité notable " sur place ".

186. La CREG a d'ailleurs confirmé que l'accès au stockage offre une flexibilité opérationnelle et commerciale très importante à ceux qui en bénéficient. (123) Cette flexibilité permettrait non seulement de faire des arbitrages mais aussi de gérer les déséquilibres horaires et journaliers, et d'être très réactif vis-à-vis de certains clients qui ont besoin d'un approvisionnement dans un délai très court.

187. Cette position excellente de GDF, comparée à celle des autres nouveaux entrants, est d'ailleurs étayée par la règle d'allocation décrite ci-dessus qui prend en compte uniquement les parts de marché au jour de référence. Ainsi, les parts de marché constatées le 4 janvier déterminent l'accès au stockage pour une période de stockage, qui ne finit que 15 mois plus tard et inclut notamment l'hiver suivant. Ainsi, il a été mentionné que cette règle favorise les opérateurs qui ont déjà accès au stockage, donc notamment Distrigaz mais aussi GDF. Un nouvel entrant, par contre, qui acquiert un client connecté au réseau de distribution après le 4 janvier au cours de l'année, n'a aucune chance d'obtenir de la capacité de stockage pour l'année de stockage en cours, d'autant plus qu'il n'existe pas de marché secondaire de stockage en Belgique.

188. GDF profite donc doublement du cadre réglementaire belge pour l'allocation des capacités de stockage : premièrement, GDF a un accès prioritaire grâce à la structure de sa clientèle, et deuxièmement, cet accès prioritaire est sécurisé par la règle du jour de référence. Comme le démontrent ses parts croissantes dans les capacités de stockage allouées, GDF a su bénéficier de la flexibilité gagnée par l'accès au stockage pour acquérir chaque année encore plus de clients connectés au réseau de distribution. Ceci a donné, de nouveau, droit à des capacités supplémentaires et a ainsi déclenché un cercle vertueux pour GDF, ainsi que pour la concurrence sur les marchés de gaz en Belgique.

189. Comme il sera démontré infra dans l'analyse des barrières à l'entrée, GDF est aussi le concurrent (actuel ou potentiel) qui est le mieux positionné pour recourir à des capacités de stockage pour le gaz H à l'étranger. Contrairement aux sites néerlandais et allemands, les sites français se trouvent à une distance économiquement plus viable de la frontière belge, à savoir à moins de 200 km pour les sites aquifères. Encore plus important est le fait que le point d'entrée dans le réseau belge (Blaregnies) offre suffisamment de capacités de transport pendant toute l'année, contrairement à s.Gravenvoeren et Eynatten. En effet, il ressort des réponses des parties qu'il y a eu des refus à des demandes de capacité d'entrée de transport à s.Gravenvoeren et Eynatten pendant les [20-30]* derniers mois. (124) Pour ce qui est des demandes de capacité d'entrée de transit, il y a eu [10-20]* refus à s.Gravenvoeren, [10-20]* refus à Eynatten 1 et [10-20]* refus à Eynatten 2 pendant la même période. (125) Par ailleurs, comme expliqué en détail ci-dessous, Fluxys indique sur son site Web qu'il n'y aucune capacité ferme disponible aux points d'entrée d'Eynatten 1 et 2 et à s.Gravenvoeren en janvier et février 2007, à savoir les mois où un shipper a besoin des volumes stockés, et que la situation ne s'améliore guère pendant l'hiver 2007/2008 (selon le site Web Fluxys). (126)

A.2.4.2.6 Copropriété et cogestion de certains axes de transit (SEGEO) et, par conséquent, co-contrôle de certains points d'entrée et de sortie

190. GDF détient 25 % du capital de SEGEO, la société propriétaire et gestionnaire de la conduite de transit pour le gaz H qui relie s.Gravenvoeren à la frontière belgo néerlandaise avec Blaregnies à la frontière franco-belge. Cette participation confère un contrôle conjoint à GDF avec Fluxys qui en détient les autres 75 %. (127) GDF est aussi le plus gros utilisateur de cette conduite, avec [90-100]* % des réservations effectuées ce qui correspond à [60-70]* % de la capacité totale technique (au point de sortie de Blaregnies).

191. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties contestent que la participation de GDF dans SEGEO faciliterait l'accès de GDF à cette conduite. Toutefois, elles confirment que SEGEO est conjointement contrôlée par Fluxys et GDF. (128) Il convient de rappeler que les réservations de capacités de transit comprennent la capacité au point d'entrée, la capacité de transit à proprement parler ainsi que la capacité de sortie. En Belgique, un shipper (affretteur) ayant réservé de la capacité de transit ne doit par conséquent pas réserver de la capacité d'entrée et/ou de sortie puisque celle-ci est incluse dans la capacité de transit. (129)

192. Grâce à son accès direct aux points d'entrée et sortie de la conduite SEGEO qui sert également pour le transport de gaz vers des clients en Belgique, GDF se trouve dans une position prééminente pour importer du gaz en Belgique afin de l'y vendre. Ainsi, GDF a procédé à des réservations fermes et conditionnelles et à des nominations importantes pour la réimportation de gaz H de Blaregnies vers la Belgique. En ce qui concerne les réservations conditionnelles, comme expliqué pour le gaz L (voir supra), GDF bénéficie ainsi de ses propres réservations fermes pour le transit de gaz H des Pays-Bas vers la France dans le sens du flux physique pour garantir suffisamment de capacités disponibles pour le " reverse flow " vers la Belgique pour lequel GDF a fait des réservations conditionnelles de transport.

193. Ainsi, GDF profite doublement de sa participation dans SEGEO : d'abord, GDF a un accès facilité à des capacités au point d'entrée de s.Gravenvoeren pour acheminer du gaz H vers Blaregnies. Ensuite, GDF est capable d'importer en Belgique du gaz acheminé à Blaregnies par le biais du reverse flow grâce à ses réservations qui sont quasi-fermes en raison des grands volumes de gaz nominés par GDF dans le sens physique.

194. Aucun autre concurrent, à part Suez, n'a des participations similaires dans une société propriétaire et gestionnaire d'infrastructures de transport ou transit en Belgique. Pour les raisons décrites ci-dessus, la participation de GDF dans SEGEO constitue un avantage compétitif important face à ses concurrents.

A.2.4.2.7 Réservations importantes et capacités à disposition de GDF sur certains points d'entrée dans le réseau belge

195. Dans ce contexte, il importe de souligner que Blaregnies est le seul endroit frontalier de la Belgique où il y a des capacités d'entrée largement excédentaires et qui sont, de fait, quasi-exclusivement à la disposition de GDF. Car GDF est l'opérateur qui dispose des volumes de loin les plus importants de gaz du côté français de la frontière francobelge. Par ailleurs, les volumes (plus petits) que d'autres opérateurs (p.ex. des shippers [...]*) transitent vers Blaregnies, notamment sur la conduite Troll, ne sont en général pas disponibles pour la réentrée en Belgique puisqu'ils sont déjà vendus en France (principalement à GDF), et dans une moindre mesure en Italie et en Espagne.

196. En effet, c'est le point d'entrée de Blaregnies L qui permet l'entrée conditionnelle du gaz L. Or, comme expliqué supra, il y a suffisamment de capacités conditionnelles disponibles et quasi-fermes à ce point d'entrée grâce aux volumes affrétés par GDF vers la France. Profitant de cette situation, GDF a fait d'importantes réservations de capacités d'entrée conditionnelle afin de fournir sa clientèle belge avec du gaz L qui a été transité de Poppel vers la France et qui rentre en Belgique à Blaregnies, cette fois pour le transport. (130)

197. En ce qui concerne le gaz H, le point d'entrée Blaregnies SEGEO qui est co-contrôlé par GDF offre des capacités tant fermes que conditionnelles. La plupart des réservations fermes sont faites par GDF. De nouveau, GDF dispose de [90-100%]* des réservations (et des nominations correspondantes) (131) dans le sens Belgique-France et rend ainsi disponible comme quasi-ferme une large capacité conditionnelle. Le 1er janvier 2006 et le 1er janvier 2007, seulement [20-30]* % ([90-100%]* pour GDF) et [0-5]* % des capacités fermes commercialisables étaient réservées. GDF [avait 90- 100%]* des réservations fermes le 1er janvier 2006 tandis que pour le 1er janvier 2007, Distrigaz ainsi qu'un tiers (avec un volume minimal : [0-5]* % du volume réservé par GDF) disposent également de capacités fermes. Il n'y a actuellement pas de réservations conditionnelles à Blaregnies SEGEO. (132)

198. Enfin, le point d'entrée Blaregnies Troll offre des capacités conditionnelles qui sont effectivement disponibles grâce aux réservations (et nominations) de GDF et d'autres shippers (p.ex. [...]*) qui approvisionnent notamment les marchés français. Le 1er janvier 2006 et le 1er janvier 2007, seulement [30-40]* % des capacités conditionnelles commercialisables étaient réservées. GDF compte pour respectivement [70-80]* % et [60-70]* % des réservations faites pour les 1er janvier 2006 et 2007. (133)

199. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties argumentent que des concurrents actuels ou potentiels tels que Wingas, E.ON Ruhrgas ou ENI pourraient procéder de la même manière que GDF. Ces opérateurs, qui disposent également de réservations de transit, pourraient en profiter pour faire des réservations " à rebours " vers des clients belges. Or, la situation de GDF se distingue fondamentalement de celle de ses concurrents : tout d'abord, aucun autre point frontalier n'offre autant de capacités disponibles que Blaregnies. Ensuite, les concurrents cités ont notamment des réservations sur le vtn/RTR qui relie l'Interconnector (IZT) avec Eynatten. Or, cette conduite se caractérise par des flux très forts dans les deux directions, contrairement à SEGEO, Troll ou Schlochteren (gaz L) qui se caractérisent par un flux unilatéral en direction Nord-Sud. Quant aux autres opérateurs avec des réservations sur Troll (vers le Sud), la CREG doute que ceux-ci soient capables de nominer à rebours à Blaregnies sans encourir un risque d'interruption. (134)

200. Aux deux points d'entrée d'Eynatten, il n'y a aucune capacité conditionnelle disponible jusqu'en mars 2008 (et très peu de capacité ferme), de sorte qu'une réinjection à rebours y est impossible. (135) S.il reste des capacités conditionnelles disponibles à l'IZT, il faut néanmoins prendre en considération le fait que ces volumes y sont largement transités par des entreprises allemandes et autres en vue d'une exportation vers le Royaume-Uni. Il est donc plus difficile pour ces opérateurs de remplacer ce gaz destiné à l'exportation que pour GDF de remplacer une partie du gaz affluant en France, son marché principal, où GDF dispose d'un large portefeuille de sources pour compenser les volumes réexportés vers la Belgique.

201. Cette analyse démontre donc que les différents points d'entrée à Blaregnies offrent, contrairement aux autres points d'entrée, les plus grandes capacités d'entrée disponibles. C'est GDF qui est l'opérateur qui, de fait, peut bénéficier le mieux de ces capacités disponibles.

A.2.4.3 Les barrières à l'entrée renforcent les effets horizontaux

202. Les marchés belges de gaz se caractérisent par l'existence de nombreuses barrières qui rendent très difficile l'entrée de nouveaux concurrents ou l'expansion des concurrents présents. Ces barrières résultent notamment d'un accès restreint des tiers au gaz disponible en Belgique et aux diverses infrastructures gazières qui sont largement contrôlées par le groupe Suez. Certaines de ces barrières seront encore plus élevées à l'issue de la transaction proposée. Ainsi, elles rendent très improbable que la pression concurrentielle exercée jusqu'ici par GDF sur Suez soit remplacée par d'autres concurrents actuels ou potentiels. L'effet dissuasif des barrières à l'entrée sur les marchés belges est par ailleurs illustré par le fait que trois grands groupes énergétiques européens qui avaient tenté d'entrer sur ces marchés, ont abandonné ou suspendu leurs activités belges au cours de ces dernières années. Les parties reconnaissent d'ailleurs que l'entrée sur de nouveaux marchés est souvent difficile et coûteuse. Ainsi, elles estiment que les synergies résultant de la " non-duplication des tickets d'entrés sur certains marchés " auront un impact sur les cash-flows de 100 millions d'euro par an. (136)

A.2.4.3.1 Accès au gaz

203. Comme cela a été soulevé supra, 84 % des volumes de gaz H et 88 % des volumes de gaz L vendus par les importateurs aux fins de la consommation en Belgique ont été vendus par Suez en 2005. Dans la même année, GDF comptait pour 10 % des volumes de gaz H et 12 % des volumes de gaz L. Suite à la concentration notifiée, le nouveau groupe aura donc accès à 94 % du gaz H et à la totalité du gaz L consommés en Belgique.

204. Suez et GDF importent le gaz en Belgique essentiellement par le biais de contrats à long terme. En ce qui concerne le gaz H, [70-80]* % des volumes importés par Suez et [80-90]* % des volumes importés par GDF en 2005 relevaient de contrats à long terme d'une durée supérieure à [10-20]* ans. En ce qui concerne le gaz L, [90-100]* % des volumes importés par Suez et GDF en 2005 relevait de contrats à long terme d'une durée supérieure à [10-20]* ans.

205. Comme il sera expliqué infra dans la section " accès aux infrastructures ", le hub de Zeebrugge ne saurait apporter qu'une liquidité limitée aux acteurs désirant entrer sur le marché belge. Par ailleurs, en raison du faible développement du marché à moyen et long terme sur le hub, il serait très hasardeux pour un nouvel entrant de baser tout son approvisionnement sur du gaz acheté au hub.

206. La position de force du nouveau groupe au niveau du gaz disponible en Belgique sera encore consolidée par les nouvelles sources d'approvisionnement de gaz que GDF apportera au niveau européen. GDF est le 4e acheteur de gaz au niveau mondial et s'est constitué le portefeuille d'approvisionnement le plus diversifié d'Europe. (137) Certes, les autres opérateurs historiques européens disposent également de larges contrats d'approvisionnement à long terme. Néanmoins, les parties estiment que le volume des approvisionnements de la nouvelle entité dépassera clairement celui de ses principaux concurrents européens. (138) D'ailleurs, ils attendent, à court terme, des synergies de 250 millions d'euro de l'optimisation de leur approvisionnement en gaz. (139)

207. GDF dispose notamment d'un excellent accès au GNL, ce qui accroît la diversité et la flexibilité de son portefeuille. Selon la notification, GDF importe [5-10]* Gm3 de GNL en Europe, soit [20-30]* % des importations européennes. Or, selon son rapport annuel 2005, 24 % des approvisionnements de GDF (à hauteur de 669 TWh) provenaient de GNL ce qui correspond plutôt à 11-14 Gm3. Selon la notification, Suez a importé [5-10]* Gm3 de GNL, soit [5-10]* % des importations européennes en 2005. Ainsi, la nouvelle entité sera de loin le plus grand importateur de GNL en Europe ; le nouveau groupe sera propriétaire de [...]* méthaniers (plus [...]* en commande) et il affrète régulièrement [...]* autres méthaniers ; de surcroît, il contrôlera l'accès à [...]* (désormais [...]*) des plus grands terminaux méthaniers en Europe, et notamment aux deux terminaux très importants pour la Belgique, à savoir Zeebrugge et Montoir.

A.2.4.3.2 Accès aux infrastructures

208. La fourniture de gaz nécessite l'accès aux infrastructures telles que les réseaux de transport et de distribution, les terminaux méthaniers et les sites de stockage. L'accès se fait par le biais de réservations de capacités et de nominations consécutives. Tandis que les réservations donnent le droit d'utiliser une capacité déterminée à un moment déterminé, les nominations sont la réalisation de ce droit, c'est-à-dire l'usage effectif de la capacité réservée. Ces réservations de capacités sont primordiales pour le jeu concurrentiel.

209. Certaines de ces infrastructures sont contrôlées directement par le groupe Suez, notamment à travers sa filiale Distrigaz & Co, qui commercialise la plus grande partie des capacités de transit. D'autres infrastructures sont gérées par la société Fluxys qui, quant à elle, est également contrôlée par Suez.

A.2.4.3.2.1 Contrôle de Fluxys

210. Suez détient 57,2 % des parts de Fluxys et consolide cette société dans son bilan. Selon l'article 22 des Statuts de Fluxys, (140) chaque part donne droit à une voix. Suez détient donc également 57,2 % des voix dans Fluxys.

211. Tout au long de la notification, Fluxys est présentée comme une filiale du groupe Suez. (141) Cependant, dans leur réponse à la décision au titre de l'article 6, paragraphe 1, point c, les parties commencent à remettre en cause le contrôle de Suez sur Fluxys. (142) Elles font valoir que Fluxys est indépendant juridiquement de Suez et qu'il s'agit d'une société anonyme, cotée en bourse. De même, dans une réunion avec le case team le 26 juillet 2006, les parties font valoir que Suez ne contrôle pas Fluxys parce que Suez n'aurait pas le droit de nommer la majorité des administrateurs de Fluxys.

212. Or, les arguments invoqués par les parties ne sauraient renverser l'analyse selon laquelle Fluxys est contrôlée par Suez. Tout d'abord, Suez détient la majorité des voix à l'assemblée générale de Fluxys et exerce donc, de ce chef, un contrôle sur Fluxys. (143) Ensuite, le pacte d'actionnaires de Fluxys précise que les parties [du pacte d'actionnaires] veilleront à ce que sur les 21 administrateurs de Fluxys, 13 soient désignés parmi les candidats présentés par Suez. Pour la question du contrôle aux termes du règlement (CE) n° 139-2004, il est sans importance que 4 de ces administrateurs soient des dits " administrateurs indépendants ". L'élément décisif pour la question du contrôle est le droit de Suez d'exiger leur nomination. Pour ces raisons, les arguments des parties contestant le contrôle de Suez sur Fluxys doivent être rejetés.

213. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties soutiennent que " la question de savoir qui " contrôle " Fluxys au sens du règlement (CE) n° 139-2004 n'est pas pertinente ". La Commission ne peut qu'être en désaccord avec cette approche. Si Fluxys est une société juridiquement distincte de Distrigaz, elle fait néanmoins partie du groupe Suez et est consolidée dans les comptes annuels de Suez. La Commission a pris acte des dispositions de Loi Gaz auxquelles les parties se réfèrent et qui visent à garantir l'indépendance du gestionnaire de réseau. Cependant, ces dispositions ne remettent pas en cause l'existence du contrôle de Suez sur Fluxys au sens de l'article 3 du règlement Concentrations. Par ailleurs, il ressort des discussions continues entre la CREG et Fluxys à propos d'éventuels conflits d'intérêt de Fluxys concernant la gestion du terminal GNL et les plans d'investissements pour le réseau de transport que le régulateur belge n'est pas entièrement convaincu que ces règles atteignent toujours leur objectif d'indépendance de la gestion.

A.2.4.3.2.2 Réseau de transport et de transit

214. En Belgique, il existe un réseau intégré de transport et de transit. Ceci implique que le même réseau, à savoir les mêmes conduites, est utilisé tant pour le transport interne vers des points de sortie sur le territoire belge que pour le transit à travers la Belgique d'un pays limitrophe vers un autre. Une exception notable concerne le hub de Zeebrugge dont la connexion au réseau est considérée comme une connexion de transit.

215. Fluxys gère ce réseau de transport/transit d'un point de vue technique, notamment toutes les nominations des shippers pour le transport et pour le transit doivent être effectuées auprès de Fluxys. Cependant, la commercialisation des capacités du réseau intégré est partagée : tandis que Fluxys est en charge de la commercialisation des capacités de transport (national) et des capacités de transit pour le gaz L, les capacités de transit pour le gaz H sont largement (notamment rTr/VTN ; Troll et SEGEO) commercialisées par les propriétaires ou gestionnaires des conduites de transit, notamment par Distrigaz & Co et SEGEO. Ce système de commercialisation séparée des capacités du réseau intégré de transit/transport entraîne une complication considérable de la gestion du réseau et diminue la transparence pour les shippers quant aux capacités disponibles pour des réservations.

216. Il convient de rappeler que les réservations de capacité de transit incluent la capacité (i) au point d'entrée, (ii) sur le trajet à travers le réseau belge et (iii) au point de sortie. Pour les réservations de capacité de transport, la situation est analogue, à la différence qu'elles comprennent la capacité au point de sortie en Belgique. Ce système implique que les réservations de transport et de transit se disputent pour les capacités aux points d'entrée qui, en conséquence, constituent de potentiels goulets d'étranglement. Or, il importe de noter que les points d'entrée les plus importants se situent sur les axes de transit commercialisés par Distrigaz & Co et SEGEO (p.ex. IZT, ZPT, Eynatten, s.Gravenvoeren, Blaregnies (Troll et SEGEO), terminal GNL et hub de Zeebrugge). De plus, les réservations de transit se font généralement à long terme (plusieurs années) tandis que les réservations de transport se font normalement à plus court terme.

Manque de capacités d'entrée disponibles

217. Selon les informations publiées par Fluxys, il n'y a de la capacité ferme disponible sur aucun point d'entrée en janvier et février 2007, à l'exception de Zandvliet H et de Blaregnies SEGEO. (144) Pendant les autres mois jusqu'en mars 2008 les capacités fermes disponibles sont constamment inférieures à 3 % pour ZPT et IZT, à 4% pour s.Gravenvoeren et à 5% pour les deux points d'entrée d'Eynatten. Les seuls points d'entrée avec des capacités fermes disponibles sont Blaregnies SEGEO et Zandvliet H. Or, les points d'entrée de Blaregnies SEGEO et de Zandvliet H sont des points d'entrée très particuliers : le gaz H en provenance de la France qui pourrait entrer via Blaregnies SEGEO est odorisé tandis que le gaz n'est pas odorisé en Belgique; il faut donc passer par une station de désodorisation. En ce qui concerne le point d'entrée de Zandvliet H, il ressort des informations fournies par la CREG que la capacité en amont (côté néerlandaise) n'est pas suffisante. Ceci est confirmé par le gestionnaire de réseau néerlandais qui n'affiche pas de capacités disponibles au point de sortie concerné jusqu'à fin 2012. (145) De plus, ce point d'entrée se trouve sur un réseau local de 66 bars (contrairement à la pression habituelle de 80 bars) ce qui limite fortement le nombre de points de prélèvement qui peuvent être liés contractuellement à ce point.

218. Sur la base des informations fournies par les parties, il paraissait que pour certains points d'entrée il existe des surréservations. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties ont expliqué que ces surréservations apparentes seraient dues à des contrats " Entry-exit Agreement IZT " et à des contrats de transit de ZPT vers IZT et le hub. (146) La Commission a consulté la CREG à ce propos, qui a confirmé les explications fournies par les parties.

219. Le point d'entrée où les effets de la concentration sont le plus mis en évidence est s.Gravenvoeren, le point d'entrée principal pour le gaz H en provenance des Pays-Bas. Distrigaz et GDF y avaient réservé respectivement [40-50]* % et [40-50]* % de la capacité ferme le 1er janvier 2006 ; pour le 1er janvier 2007, elles y ont réservé respectivement [40-50]* % et [40-50]* %de la capacité ferme.

220. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties ont contesté l'absence de capacités libres tel qu'indiqué sur le site Web de Fluxys. Les parties font référence à leur réponse du 24 mai 2006 au questionnaire de la Commission du 14 mai 2006. Dans cette réponse, Fluxys aurait fourni pour les différents points d'entrée un tableau contenant " une photographie de l'état de capacités réservées un jour sélectionné au hasard [à savoir par Fluxys] de chaque trimestre entre avril 2006 et décembre 2012 ". Ce tableau montrerait qu'il reste de la capacité disponible sur tous les points d'entrée dans le territoire belge, à l'exception de Poppel et Zandvliet L, en prenant la " photographie " des réservations enregistrées aux 15 avril 2007, 15 juillet 2007, 15 avril 2008 et 15 janvier 2009.

221. Néanmoins, les parties admettent que, même sur la base des données fournies le 24 mai 2006, les points d'entrée de s.Gravenvoeren, Poppel et Zandvliet L, et Eynatten 1 et 2 sont entièrement réservés le 15 octobre 2007. Il convient de souligner que s.Gravenvoeren et Eynatten sont les principaux points d'entrée en Belgique pour les concurrents néerlandais et allemands.

222. Les parties concluent que " tous les points d'entrée du territoire belge, à l'exception de Poppel et Zandvliet L, affichent de la capacité disponible au moins 85 % du temps ". (147)

223. La Réponse des parties attire les commentaires suivants. Tout d'abord, d'un point de vue méthodologique : l'approche de la " photographie " ou bien du " snapshot " préconisée par les parties ne donne qu'une image très imparfaite de la situation de congestion des points d'entrée et du réseau. Ceci est dû au fait que les contrats de fourniture aux clients sont généralement conclus pour une durée minimale de 12 mois. Par conséquent, avant de s'engager dans un tel contrat, un fournisseur doit s'assurer qu'il disposera de suffisamment de capacités fermes afin de pouvoir remplir ses obligations contractuelles. Le caractère ferme de la capacité est indispensable parce que, avec des capacités interruptibles ou conditionnelles, le fournisseur encourrait un risque commercial considérable vis-à-vis de ses clients. Il faut donc que des capacités fermes soient disponibles tous les jours de l'année ; par contre, il ne suffit pas que des capacités soient disponibles pendant seulement quatre jours " sélectionnés au hasard ", comme proposé par les parties. Pour cela, aussi l'argument des parties selon lequel la capacité serait disponible " au moins 85 % du temps " n'est pas pertinent.

224. C.est pour cette raison que la Commission a demandé à Fluxys, dans des questionnaires successifs ultérieurs, de fournir les données mensuelles. (148) Or, Fluxys a expliqué à la Commission qu'il serait impossible de fournir des données mensuelles ou des réservations maximales pour un mois donné. Dans la réponse du 17 août 2006, Fluxys a finalement fourni des données pour les 1er janvier des années 2005-2008. Il convient de constater que les données fournies le 17août 2006 se distinguaient considérablement des données fournies le 24 mai 2006 et des données publiées sur le site Web de Fluxys. En raison de ces incohérences, la Commission a retenu le tableau de capacités fermes disponibles tel que publié sur le site Web de Fluxys car cette source apparaît comme la plus fiable. Premièrement, il s'agit d'informations qui ont été validées au sein de Fluxys avant publication. Deuxièmement, ce tableau est accessible à tous les acteurs actifs sur le marché belge ou qui envisagent d'y entrer. C.est donc le document de référence que consulte chaque fournisseur qui est en train de négocier un contrat avec un client (potentiel). Si ce document publié sur le site Web de Fluxys indique qu'il n'y a pas de capacités fermes disponibles pendant l'hiver 2006/2007 à tous les points d'entrée (et des disponibilités marginales pour les autres mois pour les points d'entrée importants), à l'exception de Blaregnies SEGEO et Zandvliet H, ceci a per se un effet dissuasif sut tout opérateur qui va plutôt s'abstenir de conclure un contrat dont il ne peut pas être sûr qu'il puisse le remplir.

225. En ce qui concerne le gaz L, les parties admettent par ailleurs qu'aux points d'entrée concernés (Poppel et Zandvliet L) il n'y a pas de capacités fermes disponibles jusqu'en fin 2007. Les parties soutiennent que 49 % de la capacité serait disponible au 1 janvier .2008. A propos du gaz L, il convient de constater que seuls GDF et Suez disposent de contrats d'approvisionnement (qui sont d'ailleurs de long terme) avec [...]* pour une livraison à la frontière belgo-néerlandaise. L'enquête de marché a démontré qu'il n'y pas de capacité disponible à Hilvarenbeek, le point de sortie correspondant du réseau néerlandais. (149) Personne d'autre que les parties ne pourra donc faire transporter du gaz L à la frontière belge-néerlandaise. GDF a déjà fait des réservations de transit ([50-60]* % de la capacité) et il n'y a aucune urgence pour Distrigaz de faire ses réservations de transport pour le gaz L pour les années 2008 et suivantes au cours de 2006 ou 2007.

226. Il résulte de cette analyse que la Commission maintient face aux arguments des parties, que les capacités aux points d'entrée raisonnablement accessibles pour de nouveaux entrants sont entièrement bloquées pour l'hiver prochain et que ces points d'entrée ne disposent que d'une capacité ferme disponible marginale pour les autres mois. Il convient d'ailleurs de souligner que les manques de capacité pendant l'hiver ont un effet direct sur la compétitivité d'éventuels entrants. Si ceux-ci ne peuvent pas garantir la fourniture constante de gaz à leurs clients, ils n'ont aucune chance de garder ces clients, et encore moins d'acquérir de nouveaux clients. Il est certain que l'absence de capacités fermes disponibles en janvier et février est particulièrement dissuasive car les mois d'hiver sont les mois où la demande des clients est la plus grande.

Déviation impossible ou onéreuse

227. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties ont soutenu que les concurrents potentiels qui disposent de capacités de transit, pourraient " dévier " ce gaz afin de servir des clients en Belgique. (150) Le mémorandum des parties affirme qu'à l'horizon de 2008 des quantités importantes de gaz seraient disponibles dans les portefeuilles de contrats des concurrents de Suez, et que la capacité de transport ferme pour faire parvenir ces volumes aux consommateurs belges serait également disponible.

228. Or, d'après les réponses de plusieurs acteurs du marché ainsi que des parties elles mêmes, les capacités de transit sont des réservations de routes, c'est-à-dire " point-to point ". Il est donc impossible de " dévier " du gaz directement lors du transit pour fournir des clients en Belgique. (151)

229. Cependant, un tel opérateur disposant de capacités de transit pourrait, en théorie, acheter des réservations de capacités de transport auprès de Fluxys. Puisque sa réservation de capacité de transit englobe la réservation du point d'entrée, un tel opérateur pourrait éviter le goulet de l'entrée dans le réseau.

230. Or, en pratique, la stratégie suggérée par les parties s'avère peu intéressante pour un tel opérateur disposant d'une réservation d'entrée. Tout d'abord, cet opérateur encourrait des coûts supplémentaires pour la réservation de capacité de transport, qui s'ajouteraient aux coûts déjà encourus pour la réservation de la capacité de transit. Ces coûts ne pourraient pas être récupérés, indépendamment de l'émergence potentielle d'un marché secondaire pour les capacités de transit. Car, pour la réservation de capacité de transport, l'opérateur en question a forcément besoin de la capacité au point d'entrée qui fait partie de sa réservation de capacité de transit. Or, pour la revente du reste, c'est-à-dire la traversée belge et la capacité de sortie, il n'y a normalement pas de demande.

231. Mais avant tout, cet opérateur a normalement déjà attribué à des clients dans le(s) pays destinataire(s) les volumes qu'il peut faire transiter à travers la Belgique grâce à sa réservation de capacité. Comme il n'y a pas de capacités fermes disponibles pour envoyer des volumes additionnels, tout volume " dévié " à des clients belges manquerait à cet opérateur dans l'approvisionnement de ses clients de longue date vers qui le gaz est transité.

232. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties affirment que GDF fournit la quasi-totalité de ses clients établis en Belgique en déviant du gaz en transit. (152) Or en réalité, comme expliqué ci-dessus, GDF ne dévie pas de gaz en transit mais le réinjecte aux points de sortie, c'est-à-dire après le passage de la route de transit complète, en utilisant de la capacité d'entrée conditionnelle (de transport). Afin de pouvoir procéder ainsi, GDF est obligé de réserver, premièrement, de la capacité de transit pour faire arriver le gaz au point de sortie de Blaregnies, et deuxièmement et en sus, de la capacité de transport pour le fournir à ses clients en Belgique. Dans le cas de GDF, il ne s'agit donc pas d'une " déviation" du gaz en transit vers un transport direct aux clients situés en Belgique mais d'une réservation de transport supplémentaire qui s'ajoute à la réservation de transit et, par conséquent, génère des coûts additionnels.

233. La Commission maintient sa position exprimée dans la communication des griefs, selon laquelle une déviation de réservations de transit pour fournir du gaz directement à des clients belges n'est pas possible. Ceci est notamment dû au système " point-to point " qui s'applique au transit ; il paraît d'ailleurs que Distrigaz & Co. exclut, dans ses contrats de transit, toute déviation de gaz. Cette analyse est aussi confirmée par l'exemple cité par les parties dans leur Réponse: (153) " it is the opinion of [...]* that the use of transit capacity for the transport of gas to be sold in Belgium is technically and commercially feasible " ([...]* souligne). Or, les termes de la question pertinente étaient les suivantes: " Is it (i) technically, (ii) legally and (iii) commercially feasible to use transit capacity for the transport of gas to be sold in Belgium? " (154) La réponse non-confidentielle de [...]* indique clairement qu'il est, juridiquement, à savoir notamment selon les termes du contrat, impossible de dévier du gaz de transit afin de fournir des clients en Belgique. Ceci a par ailleurs été confirmé par plusieurs réponses confidentielles.

234. Pour un opérateur disposant de réservations de transit, il n'y que deux possibilités de fournir du gaz à des clients en Belgique : soit en faisant transiter d'abord le gaz et en le réinjectant ensuite " à rebours " à partir du point de sortie, comme le pratique GDF, soit en réservant des capacités de transport au point d'entrée initial. Comme expliqué ci-dessus, les deux options entraînent des coûts supplémentaires, ce que les parties reconnaissent en ce qui concerne la première option. Quant à la seconde, les parties contestent l'existence de surcoûts en argumentant que " le shipper qui dévie du gaz en transit en Belgique économise du même coup la capacité de transport en aval [à savoir dans le pays de destination] qui (i) soit n'avait pas encore été réservée, (ii) soit avait déjà été réservée et pourra généralement être revendue ". (155) Or, le raisonnement des parties ne tient pas compte du fait que le shipper, afin de pouvoir réaliser les " économies " décrites, doit abandonner son client en aval s'il fournit le gaz antérieurement destiné à celui-ci à un client belge. Il faut donc aussi prendre en considération le manque à gagner dû à l'abandon du client en aval.

235. Les parties font valoir, en outre, que la capacité de transit inutilisée en Belgique peut soit être revendue sur le marché secondaire soit, à supposer que le shipper n'ait pas réussi à la revendre, [...]*. (156) Or, ces arguments méritent deux commentaires : premièrement, l'enquête de marché a indiqué que le marché " secondaire " pour les réservations de transit n'est pas encore bien développé en Belgique (à l'instar d'autres pays européens) ; deuxièmement, il apparaît que [...]* n'est pas destiné à être connu par les acteurs du marché parce que les parties ont considéré cette information comme confidentielle dans la version non-confidentielle de leur Réponse.

236. A la lumière de ce qui précède, la Commission conclut qu'une déviation de gaz d'une réservation de transit vers des clients belges n'est pas possible et que les deux options permettant d'utiliser une réservation de transit afin de transporter du gaz vers un client belge, soit en réservant des capacités de transport au point d'entrée initial soit en réservant des capacités de transport (" à rebours ") au point de sortie, entraînent des coûts supplémentaires.

Congestion du réseau

237. La CREG a récemment (printemps 2006) analysé la situation relative à la congestion du réseau de transport belge, particulièrement en ce qui concerne l'accès au réseau en vue d'effectuer du transport domestique. Dans cette analyse elle examine également les arguments présentés par Fluxys dans sa note du 21 avril 2006. (157) La CREG conclut de son analyse qu'il règne une situation de congestion (contractuelle) persistante sur le réseau belge, que cette situation est le résultat d'investissements insuffisants ces dernières années et qu'enfin cette situation risque d'entraîner globalement une congestion physique un jour de consommation de pointe. (158)

238. Les parties indiquent qu'il y a eu [...]* refus de demandes de capacité de transport de la part de Fluxys entre le 1er janvier 2004 et le 14 juillet 2006. Selon les informations fournies par les parties, ces refus concernaient des concurrents actuels ou potentiels de Suez tels que [...]*,[...]* et [...]*. Or, une comparaison avec les informations fournies par la CREG (159) montre que ce chiffre de [...]* refus semble être le résultat d'une agrégation de plusieurs demandes par le même shipper, soit pour des points de fourniture différents soit pour des périodes différentes. Selon la CREG, les refus de demandes d'accès à des capacités sont récurrents et non exceptionnels et sont souvent motivés par Fluxys par la situation de congestion du réseau à l'entrée ou au sein même du réseau. (160) Les parties soulignent que les [...]* refus représentent moins de 0,3 % des demandes de réservations de capacités de transport reçues par Fluxys au cours de cette période. Cependant, il faut rappeler que le seul nombre de refus n'est pas l'indicateur pertinent mais que c'est plutôt le volume de la capacité refusée qui importe. Par ailleurs, les statistiques de la CREG indiquent que la CREG a été informée, depuis un an, par Fluxys de 24 refus d'accès à son réseau de transport ; ces 24 refus peuvent se résumer en 12 refus d'accès à des demandes considérées comme " réalistes " par la CREG. Ceci indique que le nombre de refus d'accès est effectivement plus élevé que les chiffres fournis par les parties ne le suggèrent. Il convient par ailleurs de relever que seuls les refus de demandes formelles et contraignantes (" binding requests ") font l'objet d'une notification par Fluxys à la CREG. (161) Ainsi beaucoup de demandes sérieuses (mais non formelles), auxquelles Fluxys ne peut pas donner suite, ne sont pas communiquées à la CREG. En effet, avant de faire un " binding request ", un shipper a régulièrement des discussions approfondies avec Fluxys. Or, il y a des shippers qui ne font pas de " binding request " s'ils savent, à l'issue de ces discussions préliminaires, que Fluxys ne dispose pas de suffisamment de capacité. Pour cette raison aussi, le nombre et l'importance des refus sont certainement plus élevés que les chiffres suggérés par les parties. De toute manière, le fait qu'il y a eu refus est un indicateur clair d'une congestion et confirme donc les conclusions de l'analyse de la CREG.

239. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties soulèvent, au-delà de la répétition de leurs arguments discutés ci-dessus, que le Code de bonne conduite prévoit un mécanisme en cas de congestion (162). Les parties affirment que ce mécanisme n'aurait jamais été appliqué et elles en déduisent qu'il n'y a pas de congestion. Or, la procédure prévue à l'article 48, paragraphe 2 du Code de conduite est très lourde et pratiquement presque impraticable car elle exige qu'un shipper prenne préalablement un risque disproportionné, à savoir conclure un contrat de fourniture avec un client sans avoir la garantie de disposer effectivement de la capacité d'entrée pour pouvoir approvisionner ce client. (163) Pour cette raison, la non-application de cette procédure n'est pas un indicateur de l'absence de congestion.

240. En ce qui concerne le réseau de transit, pendant la période janvier 2004 - juillet 2006, Distrigaz & Co. et Fluxys ont refusé respectivement [...]* et [...]* demandes de réservation de capacité aux conduites de transit qu'elles commercialisent. (164) Les parties font valoir que les [...]* refus de la part de Distrigaz devraient être mis en rapport avec les quelques [...]* demandes de réservations de capacité de transit reçues au cours de la même période par Distrigaz. Or, une telle mise en relation démontre qu'une demande sur huit est refusée, ce qui indique clairement une situation de congestion. La situation concernant les capacités de transit disponibles est donc encore plus insatisfaisante que pour les capacités de transport. Vu que les points d'entrée sont les mêmes pour le réseau de transport et le réseau de transit, il paraît évident que le réseau belge de transport/transit se trouve en situation de congestion persistante.

241. Les parties font valoir que la dite règle du " matching " empêche toute congestion, au moins en ce qui concerne les demandes de capacité de transport. Selon cette règle qui est établie dans le Code de bonne conduite, un utilisateur ne peut réserver plus de capacité ferme que ce dont il a besoin pour l'exécution de ses contrats d'approvisionnement et/ou de fourniture. (165) La règle du " matching " précise que l'utilisateur du réseau doit réserver autant de capacité d'entrée (sur l'ensemble de ses points d'entrée) que de capacité de sortie (sur l'ensemble de ses points de sortie). (166) Selon les parties, cette règle garantit à tout fournisseur qu'il obtiendra de la capacité d'entrée pour livrer ses clients. Tout client gagné entraînerait une augmentation de la capacité réservable à hauteur des besoins de ce client, et vice versa. Les parties soulignent que la règle du " matching " évite également la surréservation (" hoarding ") de capacité à l'entrée.

242. S'il est vrai que la règle du " matching " peut contribuer à éviter la surréservation, cette règle n'est néanmoins pas suffisante pour résoudre les problèmes découlant de la congestion persistante du réseau belge de transport/transit. Tout d'abord, la règle du " matching " est elle-même une forme de " congestion management " et donc un indice de l'existence d'une congestion. Car s'il n'y avait pas de congestion, une telle règle ne serait pas nécessaire. Ensuite, la règle du " matching " dans sa forme actuelle présente l'inconvénient qu'elle tend à empêcher le développement d'un marché secondaire.

243. Enfin, il est vrai qu'en cas de changement de fournisseur par un client, la règle du " matching " permet le transfert de la capacité de transport de l'ancien fournisseur au nouveau fournisseur, mais ce transfert inclut a priori la capacité d'entrée justement au point d'entrée utilisé par l'ancien fournisseur pour l'acheminement du gaz vers le client en question. Or, il apparaît qu'il est éventuellement possible pour le nouvel fournisseur de choisir un autre point d'entrée (" shift of entry zone "), mais ceci n'est possible que dans la mesure où des capacités fermes sont disponibles sur ce point d'entrée sollicité. De plus, il apparaît que selon l'ordre de priorité de traitement de demandes mis en place par Fluxys, les demandes de " shift of entry zone " sont traitées avec la priorité la plus basse et sont donc souvent refusées. Et comme l'admet Fluxys dans sa note du 21 avril 2006 (167), les zones d'entrée de Eynatten et de s.Gravenvoeren sont celles où les capacités disponibles pour un " shift of entry " sont les plus basses. Or, ces points d'entrée sont précisément les plus intéressants pour des concurrents actuels comme Wingas, Essent ou Nuon.

244. Par exemple, si l'ancien fournisseur a approvisionné le client par le point d'entrée IZT (Interconnecteur à Zeebrugge), la règle du " matching " transfère cette réservation d'entrée à l'IZT au nouveau fournisseur. Or, si ce nouveau fournisseur ne dispose pas de gaz à IZT mais ailleurs (p. ex. en Allemagne ou aux Pays-Bas), ce droit d'entrée n'a pas beaucoup de valeur pour lui. Des importations via p. ex. Eynatten ou s.Gravenvoeren ne sont possibles que s'il y existe des capacités d'entrée disponibles. De toute façon, la règle du " matching " ne saurait " libérer " ces capacités d'entrée. Au contraire, la règle du " matching " semble, d'une certaine manière et malgré ses effets positifs concernant le "hoarding ", favoriser l'opérateur historique qui dispose de gaz à presque tous les points d'entrée et profite donc pleinement des effets du " matching ".

245. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties reprochent à la Commission d'avoir mal interprété la règle du " matching " et affirment que cette règle " favorise une réservation optimale des capacités de transport vers les consommateurs ". (168) Suite à la Réponse des parties, la Commission a consulté la CREG à ce propos. Celle-ci a confirmé l'analyse faite par la Commission. La CREG constate notamment que la répartition des capacités selon la règle du matching n'est optimale que pour Fluxys et n'est en rien optimale pour le marché et certainement pas pour les consommateurs. En effet, comme un changement de fournisseur va souvent de pair avec un changement de point d'entrée et que Fluxys donne la priorité la plus basse aux demandes de " shift of entry zone ", le choix des clients est limité à des fournisseurs alternatifs qui disposent de capacités dans la même zone d'entrée que leur fournisseur actuel. (169)

246. De même, la règle d'allocation de capacités du " first committed, first served " (170) appliquée par Fluxys ne semble pas remédier aux problèmes de la rareté des capacités d'entrée pour les nouveaux entrants. En effet en comparaison avec les nouveaux entrants, l'opérateur historique détient un portefeuille de clients plus large et plus diversifié avec souvent une durée des contrats plus longue. Cette structure de sa clientèle permet à l'opérateur historique de prévoir mieux, et surtout plus tôt, sa demande de capacités. Ainsi, il peut procéder à des réservations plus tôt que ses concurrents et ainsi pleinement profiter de la règle d'allocation du " first committed, first served ". Par ailleurs, cette règle n'est pas appliquée par Fluxys de manière stricte car elle ne donne qu'une priorité subordonnée aux demandes de " shift of entry zone " même si celles-ci sont " first committed ". (171)

247. Dans une analyse prospective, les limites de capacités d'entrée ont tendance à s'aggraver dans les années à venir. Selon le " Plan indicatif d'approvisionnement de gaz en Belgique 2004-2014 " (172) de la CREG, la demande de capacité de transport augmente chaque année. Dans ce même plan, la CREG signale que les investissements proposés par Fluxys sont le minimum nécessaire pour garantir l'approvisionnement de la Belgique lors d'un pic de consommation conventionnel. Tout retard d'investissement par rapport au calendrier proposé entraînerait un risque élevé de congestion physique lors de tels pics de consommation. De plus, d'après la CREG, Fluxys indique elle-même que la croissance de la demande est supérieure aux prévisions.

248. Se pose alors la question de savoir si Fluxys a des incitations suffisantes afin de réaliser tous les investissements nécessaires pour assurer l'extension des capacités du réseau de transport ou s'il peut y avoir un conflit d'intérêt entre la mission de Fluxys et les intérêts de Suez, l'actionnaire principal qui contrôle Fluxys. En effet, Distrigaz, la filiale de Suez et l'opérateur historique de gaz en Belgique, bénéficierait évidemment d'un ralentissement ou d'une diminution des investissements qui pourraient réduire les barrières à l'entrée.

249. Dans la réponse à la communication des griefs, les parties évoquent les investissements projetés ou avalisés par Fluxys. (173) Ces investissements incluent notamment la construction d'une station de compression à Zelzate. Selon les parties, cette station augmenterait sensiblement la capacité d'importation en provenance des Pays-Bas et de l'Allemagne. En ce qui concerne la capacité et l'opérabilité de cette station, la Réponse est contradictoire : au point 126, il est question de 1 200 000 m3(n)/h à partir de 2008 tandis que le point 185 parle de 650 000 m3(n)/h à partir de 2010. Selon le rapport annuel de Fluxys pour 2005, " Fluxys étudie la possibilité d'augmenter progressivement, à partir de 2009-2010, la capacité de transport sur l'axe Eynatten/Zelzate-Zeebrugge en direction de Zeebrugge. (17) Le tableau des capacités disponibles publié par Fluxys sur son site Web indique pour Zelzate zéro capacité ferme disponible jusqu'en mars 2008 (la date limite de ce tableau). La Commission en conclut que la station de compression à Zelzate ne sera opérationnelle que progressivement à partir de 2009-2010, c'est-à-dire à moyen, voire à long terme. Le même horizon s'applique à l'investissement dans la canalisation Eynatten-Zelzate- Zeebrugge (RTR 2) qui ne semble pas encore être avalisé par le conseil D'administration de Fluxys. (175)

250. Or, comme en conviennent la CREG et les parties, ces investissements répondent plutôt à l'attente d'une demande accrue en Belgique et pour le transit dans les prochaines années qu'au souci de résoudre les problèmes existants de congestion des points d'entrée. Ainsi les parties constatent qu' "avec ces nouvelles infrastructures, Fluxys anticipe d'une part la hausse attendue de la demande globale sur le marché belge, et d'autre part les besoins spécifiques de l'industrie dans la région d'Anvers et ceux des nouvelles centrales électriques au gaz naturel. En outre, la capacité supplémentaire peut être mise à disposition pour le transit international de gaz de et vers le Royaume-Uni ". (176) Le rapport annuel de Suez est encore plus précis : " L'évolution des conditions d'approvisionnement du Royaume-Uni qui deviendra prochainement importateur de gaz naturel, constitue le moteur de ce projet. En effet, une augmentation de la capacité sur l'axe rTr permettra de transporter vers le Royaume-Uni des volumes bien plus importants de gaz naturel depuis Eynatten, de même que depuis Zelzate ". (177) La Commission en conclut que ces expansions de capacité seront essentiellement mises à disposition du transit et que l'expansion disponible pour le marché belge répond largement à une demande accrue. Par contre, il est peu probable que ces investissements accroissent de manière significative les capacités fermes disponibles aux points d'entrée.

251. Il résulte de tous ces éléments (i) que le réseau belge de transport/transit est congestionné de manière persistante, (ii) qu'il y a très peu de, voire aucune, capacité ferme disponible à certains points d'entrée pendant plusieurs (voire tous les) mois de l'année, et (iii) que les règles d'allocation des capacités ne remédient pas suffisamment à ces problèmes de congestion et de manque de capacités. Pour cela, l'accès parfois très difficile au réseau de transport belge constitue une barrière considérable pour l'entrée de nouveaux concurrents et pour le développement des concurrents déjà actifs sur les marchés de gaz en Belgique.

A.2.4.3.3 Accès au GNL

252. Le volume de Gaz Naturel Liquéfié (GNL) importé en Belgique en 2005 était de 28.345 GWh (volume mesuré : 2.365 millions Nm3) et représentait ainsi 20,7 % de la consommation de gaz H en Belgique et 14,9 % de la consommation totale de gaz naturel en Belgique. Le terminal de Zeebrugge est le seul terminal méthanier en Belgique. (178) Le terminal GNL avec toutes ses infrastructures est géré et commercialisé par Fluxys LNG, une filiale du groupe Suez.

253. Le GNL y arrive par bateaux d'une capacité d'environ 125.000 m3 de GNL (environ 75.000.000 Nm3 à l'état gazeux). Il y est déchargé et stocké sous forme liquide dans les cuves de stockage. Le GNL est ensuite soit gazéifié dans les vaporisateurs et envoyé sous forme gazeuse vers le réseau de transport/transit de gaz H, soit chargé sous forme liquide dans des camions-citernes alimentant la Peak Shaving Facility. Le terminal GNL de Fluxys LNG comporte : Une jetée et des installations de déchargement ; 3 cuves de stockage de GNL (plus une cuve en construction) ; 6 vaporisateurs et une unité de cogénération ; un point de chargement en GNL de camions-citernes.

254. En combinant les contraintes liées au déchargement des navires, au stockage du GNL et à sa regazéification, on trouve que le terminal peut actuellement accepter 66 cargaisons de GNL par an. (179) Fluxys a décidé de doubler la capacité du terminal ; les travaux d'extension ont commencé en octobre 2004. (180) La CREG indique que Fluxys aurait annoncé une capacité de 110 déchargements par an une fois l'extension réalisée.

255. Actuellement, et ce jusqu'au 31 mars 2007, [90-100%]* des capacités de regazéification est réservée par Distrigaz. A partir de 2008, [20-30]* %de la capacité sera réservée par Distrigaz ([...]* déchargements par an), [40-50]* % pour ExxonMobil/Qatar Petroleum ([...]* déchargements par an) et [10-20]* % pour Suez LNG ([...]* déchargements par an). Ces contrats de réservation ont une durée de [long terme]*.

256. Suez détient donc actuellement [90-100]* %, et désormais après l'extension toujours [40-50]* %, des réservations de capacités de regazéification. Selon les informations fournies par les parties, RasGas, une entreprise commune de ExxonMobil/Qatar Petroleum, détient les autres [40-50]* %de la capacité. Toutefois, il faut rappeler que Suez a conclu un contrat avec RasGas pour acheter [...]* de GNL regazéifié " exship " à Zeebrugge. Au vu de ce contrat il est improbable que RasGas vende le gaz déchargé à Zeebrugge au marché belge. Il est plutôt probable que ce gaz soit réexporté vers d'autres pays européens.

257. Or, une analyse du passé indique que les taux d'utilisation de capacité sont plutôt modérés. Pendant les années 2004 et 2005, Distrigaz a procédé à seulement [50-60%] des déchargements fermes possibles. En ce qui concerne les nominations de regazéification de Distrigaz, entre avril 2004 et mai 2006 elles n'ont jamais dépassé [40-50]* % de ses réservations, et pour la plupart des mois concernés, le taux d'utilisation des capacités était largement plus bas. Il apparaît donc qu'il est très difficile d'utiliser entièrement les capacités réservées.

258. Selon la CREG, il n'y a pas eu de refus formels de capacités, ce qui s'explique par le fait que Fluxys LNG publiait que toutes les capacités étaient vendues. (181) Toutefois, la CREG a noté ces dernières années une réticence de la part de Fluxys LNG à mettre en œuvre les règles applicables de " use-it-or-lose-it ", semblant vouloir éviter l'accès de tiers au terminal avant la fin du contrat de réservation de capacités de Distrigaz. En effet, la CREG doit approuver le .catalogue de services. de l'opérateur du système, ce qui n'a pas encore été possible car Fluxys LNG a fortement résisté à intégrer les demandes de la CREG. (182)

259. Toujours selon la CREG, l'accès des tiers au terminal et le marché secondaire de capacité sont de ce fait quasiment inexistants, malgré une très nette sous-utilisation des capacités du terminal (35 déchargements réalisés en 2005 sur les 66 déchargements possibles) et malgré l'intérêt qu'ont démontré certains " shippers " pour l'acquisition de capacité à court terme. Distrigaz ne publie que très rarement et de façon inadéquate, via le site de Fluxys LNG, les capacités non utilisées, alors qu'il s'agit d'une obligation réglementaire.

260. Cette réticence de Fluxys LNG à mettre en œuvre les règles du " use-it-or-lose-it " pourrait être un indice du conflit d'intérêts sous-jacent de Fluxys de procéder avec rigueur contre un opérateur appartenant au même groupe.

261. Malgré l'extension du terminal méthanier, il subsiste donc de considérables barrières à l'entrée qui empêcheront aussi à l'avenir le GNL d'augmenter la liquidité du marché belge et de constituer une source d'approvisionnement pour les concurrents de la nouvelle entité.

A.2.4.3.4 Accès au stockage pour le gaz H

262. Comme décrit supra, il n'y a pas de site de stockage de gaz L en Belgique. Le seul site de stockage capable de desservir le marché belge est celui de GDF en Picardie. Le site néerlandais à Alkmaar en est incapable en raison du manque de capacités de transport vers la Belgique.

263. Pour le gaz H, les capacités à Loenhout et Dudzele ne suffisent pas pour couvrir la demande belge. Ces capacités sont [à 90-100%]* allouées à Suez et GDF, et pour une partie minime, à un troisième opérateur. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties affirment que la capacité de Loenhout serait augmentée de 15 %. (183) Or, cette augmentation sera toujours largement insuffisante pour couvrir tous les besoins du marché belge. (184) Par ailleurs, les nouvelles capacités seront très probablement allouées selon les mêmes critères qu'actuellement et favoriseront donc les shippers qui approvisionnent les réseaux de distribution, à savoir Distrigaz et, d'une moindre mesure, GDF.

264. La CREG a d'ailleurs confirmé que l'accès au stockage offre une flexibilité opérationnelle et commerciale très importante à ceux qui en bénéficient. (185) Cette flexibilité permettrait non seulement de faire des arbitrages mais aussi de gérer les déséquilibres horaires et journaliers, et d'être très réactif vis-à-vis de certains clients qui ont besoin d'un approvisionnement dans un délai très court.

265. Afin de disposer de la flexibilité nécessaire pour équilibrer leur offre avec la demande fluctuante de leur clientèle, les autres acteurs doivent trouver d'autres moyens de flexibilité, p. ex. des clients interruptibles ou de la flexibilité dans leurs contrats d'approvisionnement en amont. Une autre option est le stockage à l'étranger, potentiellement au Royaume-Uni, en Allemagne, aux Pays-Bas ou en France.

266. Le stockage au Royaume-Uni ne paraît pas être une option viable, et cela pour plusieurs raisons : premièrement, la distance entre les sites britanniques et la frontière est très grande ; deuxièmement, le transport (physique ou commercial) du gaz vers la Belgique après son soutirage des sites de stockages devrait passer par l'Interconnector sous-marin ce qui inclut des risques d'interruptions non-négligeables. Enfin, vu le manque actuel de capacités de stockage au Royaume-Uni, il ne serait commercialement pas raisonnable pour un opérateur de stocker du gaz là-bas et de le transporter vers la Belgique en hiver quand le niveau de prix est régulièrement plus élevé au Royaume-Uni.

267. Aux Pays-Bas, il y a deux sites de stockage pour le gaz H : Norg and Grijpskerk. Chacun de ces sites se trouve à plus de 300 km des points d'entrée de s.Gravenvoeren et de Zandvliet (avec toutes les restrictions décrites supra concernant Zandvliet). Or, ces distances sont généralement considérées comme trop grandes pour un usage économique, même pour des sites aquifères. (186) Cependant, en raison du déficit de capacités de stockage en Belgique, il paraît que des opérateurs actifs sur le marché belge sont obligés de recourir à des sites de stockage éloignés. Néanmoins, le coût supplémentaire du transport rend le stockage à l'étranger moins compétitif face au stockage en Belgique. De toute façon, seulement une petite partie des capacités néerlandaises sont actuellement offertes aux tiers, à savoir 0,2 bcm sur 5 bcm (4%). (187) Au-delà de ces difficultés économiques et d'accès, il faut surtout tenir compte des capacités d'entrée limitées, notamment à s.Gravenvoeren.

268. En Allemagne, les quatre sites les plus proches de la Belgique sont Xanten (caverne à 140 km d'Eynatten), Epe (caverne à 210 km d'Eynatten), Uelsen (site d'exploitation épuisé à 270 km d'Eynatten) et Kalle (aquifère à 270 km d'Eynatten). Or, comme expliqué supra à propos des sites néerlandais, ces longues distances peuvent entraîner des coûts de transport supplémentaires ; en outre, pour plusieurs des sites allemands de stockage cités par les parties dans leur Réponse, (188) il faut traverser plusieurs réseaux régionaux, avec les frais conséquents, afin de transporter le gaz à la frontière belge. De plus, les sites en caverne, comme Xanten et Epe, sont en général utilisés uniquement pour l'équilibrage à court terme et non pour l'équilibrage saisonnier qui est indispensable pour une entrée en Belgique. Les parties ont fait valoir que des concurrents pourraient utiliser le site de stockage à Rehden (site d'exploitation épuisé). Ce site semble, en effet, constituer une option de stockage pour des opérateurs actifs aux marchés de gaz en Belgique. Ce site de stockage est géré par Wingas qui gère aussi une conduite menant à la frontière belge. Cependant, cette option existe uniquement pour les opérateurs qui disposent de réservations au point d'entrée d'Eynatten. Actuellement, [...]* et [...]* sont les seuls shippers belges avec des réservations de transport à Eynatten. Pour de nouveaux entrants, par contre, se pose de nouveau le problème du manque de capacités disponibles à Eynatten, notamment en hiver quand les volumes stockés sont nécessités en Belgique.

269. En France, il y a trois sites de stockage aquifère (Gournay-sur-Aronde, Germigny sous- Coulombs et Pitgam) à une distance de 150-165 km de Blaregnies. Ces sites se trouvent donc à l'intérieur d'un radius qui est généralement considéré comme économique. De plus, il n'y a pas de limites de capacité de transport pour GDF ni sur le réseau de transport français vers la frontière belge ni au point d'entrée de Blaregnies car GDF dispose déjà d'importantes réservations de capacités de transport fermes (en 2006, [...]* sur une capacité ferme totale de 400.000 m3/h) au point d'entrée de Blaregnies SEGEO. Au-delà, il reste encore des capacités fermes à Blaregnies SEGEO ainsi que des capacités conditionnelles à Blaregnies SEGEO ainsi qu'à Blaregnies Troll. Ces capacités conditionnelles (en reverse flow) sont quasi-fermes pour GDF qui y transite de larges volumes dans le sens du flux physique.

270. L'analyse comparative des sites alternatifs de stockage de gaz H à l'étranger prouve donc que le stockage en France apporte des avantages considérables en comparaison avec les autres pays voisins où le stockage pour les besoins de la fourniture de gaz en Belgique est économiquement moins viable, voire impossible. De plus, contrairement aux points de frontière avec les autres pays voisins de la Belgique, il y a suffisamment de capacités d'entrée à Blaregnies, ce qui donne la flexibilité nécessaire pour utiliser le gaz stocké à tout moment de l'année. GDF, avec son accès aux sites français de stockage, apporte donc un autre avantage compétitif à la nouvelle entité.

A.2.4.3.5 Les spécifications de qualité

271. Une autre barrière à l'entrée sur le marché belge est constituée par les spécifications de qualité applicables dans les différents pays voisins et qui affectent la Belgique comme pays de transit. Les spécifications belges sont très proches de celles recommandées par l'association EASEE-gas (189) et permettent l'importation de gaz naturel provenant de sources très variées (y compris GNL). (190) Cependant, des spécifications plus restreintes s'appliquent en différents points d'entrée du réseau de transport belge, en particulier à IZT et à Eynatten.

272. A IZT, les spécifications qui s'appliquent sont celles de l'Interconnector, qui sont elles-mêmes conformes aux exigences des GSMR, (191) le règlement technique gaz au Royaume-Uni. La contrainte principale du GSMR a trait à l'indice de Wobbe, qui est le principal paramètre caractérisant la combustion du gaz naturel. L'indice de Wobbe maximal autorisé par le GSMR est de environ 15.1 kWh/m3(n), valeur qui correspond à la limite supérieure des champs de production anglais mais qui est inférieure à la plupart des sources de GNL et même à certains champs de production norvégiens. (192) Sur la base d'une étude récemment publiée par le DTI, il semble que les autorités britanniques n'ont nullement l'intention de revoir le GSMR à moyen terme.

273. A Eynatten subsiste une contrainte sur le pouvoir calorifique supérieur (PCS) qui est limité à 11.61 kWh/m3(n). (193) Cette contrainte est d'origine purement contractuelle. La recommandation (CBP) 2005-001/01 de EASEE-gas demande la levée, au plus tard le 1er octobre 2006, de toute contrainte sur le PCS qui soit d'origine purement contractuelle, car de telles contraintes créent un obstacle au commerce libre du gaz. La CREG a donc contacté les deux cocontractants actuels pour qu'ils y mettent fin. Néanmoins, à ce stade, la CREG n'a aucune garantie que les deux parties donneront suite aux demandes de la CREG et de EASEE-gas.

274. Ces deux contraintes ont un effet restrictif sur les volumes de gaz pouvant entrer en Belgique et sur le développement du hub de Zeebrugge. En effet, Eynatten et IZT sont les deux extrémités de la conduite vTn-rTr, sur laquelle est positionné physiquement le hub de Zeebrugge. Quiconque veut vendre du gaz sur le hub de Zeebrugge doit donc respecter ces deux contraintes. Cela signifie, d'une part, que les producteurs norvégiens doivent tenir compte de ces contraintes lorsqu'ils dirigent leur gaz vers Zeebrugge, d'autre part, qu'il est très difficile, voire impossible de commercialiser certaines sortes de GNL sur le hub.

A.2.4.3.6 Le hub de Zeebrugge n'apporte pas suffisamment de liquidité pour permettre d'augmenter la pression concurrentielle sur les marchés belges

275. Compte tenu des congestions persistantes aux points d'entrée internationaux, le hub de Zeebrugge pourrait constituer une source de liquidité et, par conséquent, d'approvisionnement pour les concurrents de Suez qui sont actifs sur les marchés belges de gaz. Or, en raison de sa connexion au réseau de transit, le hub n'a pas joué ce rôle dans le passé et il est très improbable que cela change.

276. En fait, le hub de Zeebrugge se trouve sur l'axe de transit rTr/vTn (Interconnector- Zelzate-Eynatten). Il est physiquement localisé dans le terminal IZTF (Interconnector Zeebrugge Terminal Fluxys), en aval de la station de comptage de ce terminal lorsque le flux vient de l'Interconnector et va vers la Belgique. Cet axe de transit est commercialisé par Distrigaz & Co. Afin d'accéder au hub et pour affréter du gaz vers le réseau de transport belge, il faut d'abord une réservation de transit auprès de Distrigaz & Co. Or, comme cela est démontré ci-dessus, la demande de réservations sur cet axe de transit est particulièrement élevée de sorte qu'il y existe un risque considérable de congestion. Ainsi, le Conseil Général de la CREG a constaté " que l'accès au hub pose momentanément problème pour cause de congestion ". (194) Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties font valoir que le réseau de transport de Fluxys serait relié au hub depuis avril 2006, sans toutefois préciser les capacités. (195) Or, malgré cette connexion le Conseil Général de la CREG est arrivé à sa conclusion précitée en juillet 2006.

277. Selon l'étude récente de la CREG (196) " seuls les utilisateurs du réseau possédant des droits de capacité sur la conduite rTr ont le droit de fournir du gaz et de prélever du gaz du hub de Zeebrugge, comme s'il s'agissait en quelque sorte d'une halte pour leurs activités de transport. Or, ce droit n'est pas toujours défini contractuellement. Il paraîtrait que d'anciens contrats anciens n'ont jamais été adaptés en ce sens et pour lesquels cette possibilité de sortie est convenue de commun accord. "

278. Toujours d'après l'étude " les autres parties qui souhaitent uniquement accéder au hub et qui ne veulent pas aller plus loin que la région de Zeebrugge, doivent toujours obtenir un droit de capacité par le biais d'un contrat entry/exit avec Distrigaz & Co. Toutes les négociations se font sur une base bilatérale sans la moindre transparence. A l'instar de ce marché primaire, il n'existe pas de règles transparentes pour les transferts de capacité sur le marché secondaire. L'accès au hub est dès lors dominé par Distrigaz & Co., qu'il s'agisse du marché primaire ou du marché secondaire. Puisque Distrigaz est un concurrent (réel ou potentiel) des autres acteurs du marché sur le hub de Zeebrugge, son rôle central et monopolistique sur le marché de la capacité dans la région de Zeebrugge pose un réel problème au niveau de l'accès au hub. Il est notamment légitime de se poser des questions par rapport à la confidentialité et au traitement non discriminatoire des informations. "

279. L'étude conclut que " les fournisseurs potentiels de gaz citent également l'absence d'accès rapide à la capacité comme seuil d'accès. Lorsqu'ils ont du gaz à disposition à un des points frontières belges, ils ne sont pas en mesure d'obtenir suffisamment rapidement la capacité supplémentaire nécessaire pour amener instantanément ce gaz jusqu'au hub. Seule la capacité contractée à l'avance peut être utilisée."

280. Une restriction de la liquidité du hub de Zeebrugge résulte des spécifications de qualité différentes applicables en Belgique et au Royaume-Uni. Comme expliqué ci-dessus, la situation du hub sur la conduite rTr/vTn implique que tout gaz accédant au hub doit se conformer aux spécifications britanniques. Or, ceci constitue une barrière absolue pour l'afflux du GNL, et dans une moindre mesure pour le gaz norvégien. Ainsi, la conduite rTR/vTn, et partant le hub, sont isolés du reste du réseau de transport en Belgique. Pour ces raisons, même une expansion de la capacité de l'Interconnector n'augmentera pas la liquidité du hub car les spécifications britanniques ne changeront pas et continuent donc de limiter l'accès de gaz.

281. De plus, Huberator, une filiale de Suez, (197) qui gère le hub de Zeebrugge, a annoncé la cessation des services de back-up automatique à partir de janvier 2007. Jusqu'à présent, Distrigaz fournit ces services à Huberator. Ces services sont indispensables afin de balancer des déséquilibres (temporaires) entre les positions des entreprises actives sur le hub. Il semble par ailleurs que Distrigaz, grâce à son large volume de gaz disponible, soit le seul acteur en Belgique capable de fournir ce service. Déjà dans le passé, les tarifs pour ces services back-up ont été critiqués comme étant trop élevés. La cessation de ces services diminuera la confiance des acteurs dans le fonctionnement du hub de Zeebrugge et risque donc de diminuer davantage la liquidité du hub.

282. En ce qui concerne les services back-up, Distrigaz avait, jusqu'en décembre 2004, un accord contractuel avec Huberator en vue d'assumer un back-up automatique d'une durée de cinq heures pour chaque incident. Ce contrat, qui avait été conclu avant la séparation de la Distrigaz intégrée, offrait une bonne protection des clients à un prix raisonnable et aidait à créer de la liquidité. Depuis, ce contrat a été remplacé par un nouveau contrat entre Distrigaz et Huberator concernant les services de back-up, qui a entraîné une hausse considérable des tarifs (multiplicateur 1,5 comparé avec un multiplicateur de 1,0 préalablement) (198) que les clients, sur qui cette hausse est répercutée par Huberator, doivent payer pour l'utilisation de ces services. (199)

283. Ces tarifs qui sont perçus comme élevés par la CREG, constituent un moyen pour Distrigaz d'augmenter les coûts de ses concurrents sur le hub, tandis que pour Distrigaz ces coûts correspondent à des revenus équivalents. Enfin, Huberator a récemment annoncé aux clients du hub que la prestation de ces services cessera le 1er janvier 2007. Or, la cessation, ou même la réduction des services de back-up aura un impact négatif sur les autres acteurs actifs sur le hub qui, contrairement à Distrigaz, ne disposent ni d'accès au stockage ni d'un portefeuille de clients large et diversifié.

284. Un autre élément limitant la liquidité du hub sont les délais, considérés comme trop longs, pour obtenir de la capacité de et vers le hub. Ainsi la CREG constate dans son étude que les fournisseurs potentiels de gaz citent également comme seuil d'accès l'absence d'accès rapide à la capacité. Lorsqu'ils ont du gaz à disposition à un des points frontières belges, ils ne sont pas en mesure d'obtenir suffisamment rapidement de la capacité supplémentaire nécessaire pour amener à très court terme ce gaz jusqu'au hub. Seule la capacité contractée à l'avance peut être utilisée. Finalement, le développement de la liquidité au hub est également freiné par le fait que Distrigaz (via Distrigaz & Co.) apprend les positions de toutes les autres parties grâce à son contrôle des conduites menant au hub ; selon la CREG il est dès lors légitime de se poser des questions quant à la confidentialité et au traitement non discriminatoire des informations. (200)

A.2.4.3.7 Le système du balancing horaire défavorise les nouveaux entrants

285. En Belgique, Fluxys applique un système de balancing/équilibrage avec des seuils journaliers et horaires, contrairement à certains autres pays qui appliquent un système purement journalier. Ceci implique qu'un " shipper " est obligé de maintenir ses injections et ses retraits en équilibre (avec des tolérances) pendant la journée mais qu'il doit aussi respecter des limites horaires. Le système du balancing horaire laisse moins de flexibilité au " shipper " que le système du balancing journalier qui permet d'équilibrer un déséquilibre surgissant pendant une certaine heure au cours des heures suivantes. Or, tout déséquilibre entraîne des coûts de balancing que le " shipper " doit à Fluxys.

286. L'effet prohibitif de tout système de balancing, plus accentué pour le balancing horaire que le balancing journalier, résulte de son impact discriminatoire sur les nouveaux entrants, d'une part, et sur l'opérateur historique, d'autre part. D'un côté on trouve les nouveaux entrants qui ne disposent que d'un volume de gaz limité et d'un petit portefeuille de clients et risquent ainsi facilement de se retrouver en situation de déséquilibre. De l'autre côté se trouve l'opérateur historique avec ses grandes quantités de gaz disponible et sa structure de clients diversifiée qui peut plus facilement équilibrer ses positions car la taille de son portefeuille offre une marge de manœuvre considérable.

A.2.4.3.8 Conclusion sur les barrières à l'entrée

287. A la lumière de ce qui précède, la Commission constate qu'il existe des barrières à l'entrée très élevées qui rendent l'entrée sur les marchés belge du gaz très difficile. Certaines de ces barrières, à savoir celles concernant le contrôle de SEGEO, les réservations de capacité et l'accès au stockage où s'accumulent les positions des parties, seront accrues par la concentration. Il est donc improbable que d'autres concurrents actuels ou potentiels puissent reprendre le rôle de GDF et ainsi compenser la pression concurrentielle qui sera éliminée suite à la concentration proposée. Dans ce contexte, l'élimination de GDF comme le concurrent le plus important de Suez en Belgique a des effets négatifs sur une concurrence effective qui vont au-delà des simples effets d'addition de parts de marché.

A.2.4.4 Conclusion

288. La Commission constate que l'opération notifiée entrave de manière significative une concurrence effective en Belgique sur les marchés de gaz suivants : Marché national de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité Marchés nationaux de la fourniture de gaz H et L aux revendeurs intermédiaires Marchés nationaux de la fourniture de gaz H et L aux gros clients industriels Marchés nationaux de la fourniture de gaz H et L aux petits clients industriels et commerciaux Marchés de la fourniture de gaz H et L aux clients résidentiels, aussi bien sur la base d'une dimension nationale que d'une dimension régionale du marché géographique pertinent.

A. 3 FRANCE

A.3.1 Cadre national

289. Selon le rapport d'activité 2006 de la Commission de régulation de l'énergie (" CRE "), la consommation de gaz en France a augmenté de 3,3% en 2005 par rapport à 2004. La consommation française de gaz provient quasi intégralement des importations. Ces dernières ont progressé de 4,2 % en 2005, passant de 516,0 TWh en 2004 à 537,9 TWh en 2005 (201). Les premiers fournisseurs de gaz naturel en France sont la Norvège (27%), la Russie (21%), les Pays-Bas (20%) et l'Algérie (12%). Les capacités d'importation françaises sont en cours d'extension en raison notamment de l'augmentation actuelle des capacités du point d'entrée d'Obergailbach, et de l'implantation future d'un nouveau terminal méthanier à Fos Cavaou.

Libéralisation et réglementation nationales : généralités

290. La France a transposé la directive Gaz par le biais de la loi du 9 août 2004. La loi du 3 janvier 2003 et le décret n°2003-302 du 1er avril 2003 modifié par le décret n° 2004- 420 du 18 mai 2004 ont prévu l'éligibilité de tous les acheteurs de gaz, à l'exception des consommateurs finals achetant du gaz naturel destiné à leur usage domestique, quel que soit leur seuil de consommation de gaz.

291. Les clients éligibles ont le choix de ne pas exercer leur éligibilité. Dans ce cas, ils restent soumis à des tarifs réglementés. En revanche, dès lors qu'ils décident d'exercer leur éligibilité, ils relèvent de tarifs libres de manière irrévocable.

292. Au 1er janvier 2006, le taux légal d'ouverture du marché gazier s'élevait à 73%, avec 640 000 sites éligibles, représentant une consommation annuelle d'environ 380 TWh de gaz naturel. A la même date, 68 400 sites avaient exercé leur éligibilité. Ils représentaient 52% de la consommation de gaz des sites éligibles et un peu moins de 11% du nombre de sites éligibles. Les sites ayant choisi un fournisseur alternatif (autre que le fournisseur historique dont ils dépendaient) représentaient 32% de la consommation de gaz des sites ayant exercé leur éligibilité (202).

La Commission de Régulation de l'Energie (CRE)

293. En France, les marchés du gaz et de l'électricité sont régulés par une autorité administrative indépendante, la CRE, mise en place par le législateur en 2000. Celle-ci a deux missions principales : 1/ garantir aux tiers l'accès aux réseaux publics d'électricité et aux réseaux et aux installations de gaz naturel ; 2/ la régulation des marchés. Il convient toutefois de noter que ses pouvoirs sont moins étendus en matière de gaz qu'en matière d'électricité, ainsi que cela est précisé infra.

294. Au titre de sa première mission, la CRE (i) est garante du droit d'accès aux réseaux publics d'électricité et aux réseaux et installations de gaz naturel, (ii) veille au bon fonctionnement et au développement des réseaux et infrastructures d'électricité et de gaz naturel, (iii) en plus d'être garante de l'indépendance des gestionnaires de réseaux.

295. En matière d'infrastructures, la CRE propose aux ministres chargés de l'économie et de l'énergie les tarifs d'utilisation des réseaux de transport et de distribution d'électricité et ceux des réseaux de gaz naturel et des installations de GNL. Toutefois, l'accès aux installations de stockage de gaz étant négocié, la CRE n'a aucun pouvoir en ce qui concerne les prix pratiqués, en cette matière, par les opérateurs.

296. Par ailleurs, la CRE tranche les différends entre les utilisateurs et les gestionnaires des réseaux de transport et de distribution d'électricité et de gaz naturel, des stockages de gaz naturel ou des installations de GNL. Dans ce cadre, elle peut prononcer des mesures conservatoires, des astreintes ou des sanctions.

297. La CRE approuve le programme annuel d'investissements du gestionnaire du réseau public de transport d'électricité, mais n'a pas ce pouvoir dans le secteur du gaz naturel, tant en ce qui concerne le réseau de transport qu'en ce qui concerne le stockage.

298. La CRE veille au respect des codes de bonne conduite par les gestionnaires de réseaux d'électricité et de gaz naturel et évalue l'indépendance des gestionnaires de réseaux. Un premier rapport a été rendu par la CRE en novembre 2005. De même, la CRE approuve les règles comptables de séparation des activités des opérateurs intégrés d'électricité et de gaz naturel.

299. Au titre de sa seconde mission, la CRE a des prérogatives en matière de régulation des marchés et de tarifs réglementés appliqués aux consommateurs non éligibles.

300. D'une part, elle assure la surveillance des marchés organisés d'électricité et de gaz naturel, ainsi que les échanges aux frontières de ces deux énergies. Toutefois, cette prérogative n'est pas encore mise en œuvre car elle dépend d'un décret non encore publié.

301. D'autre part, la CRE formule un avis sur les tarifs de vente d'électricité ou de gaz appliqués aux consommateurs non éligibles arrêtés par le Gouvernement. Cet avis a pour but de s'assurer que les tarifs couvrent les coûts et ne créent pas de subventions croisées en faveur des clients éligibles. Toutefois, cet avis n'est que consultatif.

Les tarifs réglementés de la fourniture de gaz

302. Comme le montre le schéma ci-après, il existe actuellement en France deux catégories de tarifs réglementés : (i) les tarifs à souscription et (ii) les tarifs en distribution publique.

303. Les tarifs en distribution publique concernent l'ensemble des clients raccordés à un réseau de distribution, consommant moins de 4 GWh par an. Ils concernent donc à la fois des clients non éligibles (les clients résidentiels) et des clients éligibles (professionnels). Les évolutions des tarifs en distribution publique sont décidées par arrêté des ministres chargés de l'économie et de l'énergie, pris après avis consultatif de la CRE. Les tarifs en distribution publique sont appliqués par GDF et les 22 entreprises locales de distribution (ELD) existant en France, GDF réalisant environ 96% des ventes sous ces tarifs.

304. Les tarifs à souscription s'appliquent aux consommateurs de gaz directement raccordés au réseau de transport de gaz et aux clients raccordés à un réseau de distribution qui consomment plus de 4 GWh par an. Les consommateurs concernés sont tous éligibles. Les mouvements des tarifs à souscription sont proposés par les opérateurs et sont applicables directement dès lors que le gouvernement, après avoir recueilli l'avis consultatif de la CRE, ne s'y oppose pas. Outre GDF et Total, une dizaine d'ELD ont des tarifs à souscription.

305. Pour les clients professionnels (i.e. les clients éligibles), les tarifs réglementés constituent donc la référence par rapport à laquelle se fait le choix d'exercer ou non l'éligibilité. A ce propos, il convient aussi de remarquer que, comme indiqué plus en détail dans la section A 3.4.3.3, les prix réglementés couramment en vigueur se caractérisent par un niveau sensiblement inférieur au prix du marché.

306. Aussi la réglementation en vigueur impose que les tarifs réglementés de vente de gaz naturel reflètent les coûts des fournisseurs pour éviter toute subvention croisée entre la clientèle captive et le marché ouvert à la concurrence, et ce, afin notamment de permettre le développement de la concurrence sur le marché ouvert (203).

A 3.2. INFRASTRUCTURES

A.3.2.1. Transport

307. La France compte cinq points d'entrée de gaz sur le territoire : Taisnières (à la frontière avec la Belgique), Dunkerque (raccordé au gazoduc en provenance de la Norvège), Obergailbach (à la frontière avec l'Allemagne), Montoir (terminal méthanier dans l'Ouest) et Fos-Sur-Mer (terminal méthanier dans le Sud). Il existe par ailleurs deux points de sortie sur le territoire français : Larrau (à la frontière avec l'Espagne) et Oltingue (à la frontière avec la Suisse). Des capacités d'entrée sont également disponibles à la frontière espagnole à Larrau et à Biriatou mais elles sont actuellement très faibles.

308. Il existe deux gestionnaires de réseaux de transport de gaz naturel en France : GDF Réseau transport (GRTgaz) gère la majeure partie du réseau de gaz, et Total Infrastructures Gaz France (TIGF) gère le réseau dans le Sud-Ouest du pays. GRTgaz et TIGF sont des filiales à 100% de respectivement GDF et Total.

309. Le réseau de transport français comprend un réseau principal et un réseau régional. Le réseau principal est constitué de l'ensemble des ouvrages de transport reliant entre eux les points d'entrée et de sortie du territoire national et les stockages souterrains. Le réseau régional assure la desserte régionale en aval du réseau principal.

310. Le réseau de transport principal comporte actuellement cinq zones d'équilibrage (204), au sein desquelles les utilisateurs doivent, avec certaines tolérances, livrer autant de gaz qu'ils en enlèvent. Le réseau exploité par GRTgaz comporte quatre zones d'équilibrage (Nord, Ouest, Est, Sud), alors que le réseau de TIGF constitue une zone d'équilibrage unique. Les zones d'équilibrage sont constituées de zones de sortie définies par les points de livraison qui leur sont rattachés. Il est prévu que le nombre de zones dépendant de GRTgaz soit réduit à deux (Nord et Sud) en 2009, les actuelles zones Nord, Ouest et Est devant fusionner en une seule zone Nord.

311. Le réseau de transport achemine du gaz à haut pouvoir calorifique (gaz H) dans chacune des cinq zones. En outre, dans la zone Nord, il existe également un réseau spécifique pour le gaz à bas pouvoir calorifique (gaz L). Eu égard aux points d'entrée du gaz sur le territoire, le réseau de transport a été conçu dans une logique de flux dominant allant du Nord vers le Sud.

312. Les décisions sur les tarifs de transport sont prises conjointement par les ministres chargés de l'économie et de l'énergie, sur proposition de la CRE (205). Le tarif de transport pour le réseau principal est du type entrée / sortie par zone d'équilibrage, ce qui signifie qu'il ne dépend que des points d'entrée et de sortie du gaz, et non du trajet parcouru. Par contre, sur le réseau de transport régional, la tarification est liée à la distance. Chaque tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz comprend notamment des termes d'entrée sur le réseau principal, des termes de sortie du réseau principal, le cas échéant des termes de liaison entre zones d'équilibrage, des termes de transport sur le réseau régional et des termes de livraison (206). Certains clients finals éligibles sont directement raccordés au réseau de transport (207).

313. En 2004, dans la décision Total / Gaz de France (208), la Commission avait constaté que les tarifs de transport en France n'étaient pas homogènes car ils impliquaient des coûts d'entrée et de sortie de zones ainsi que le paiement d'un terme de liaison entre zones. De plus, la Commission avait souligné que les coûts de transport au sein de chaque zone n'étaient pas identiques et que le passage dans la zone GSO (devenue zone TIGF) nécessitait la conclusion d'un contrat spécifique avec le gestionnaire de cette zone. Enfin, la Commission avait constaté que les congestions physiques observées en France rendaient en pratique difficile le transport sur l'ensemble du territoire.

314. Dans le cadre du Formulaire Co, les parties ne partagent pas cette analyse pour les raisons suivantes (209). Tout d'abord, elles affirment qu'il n'y a jamais eu ces dernières années de rupture d'approvisionnement des clients dues aux insuffisances du réseau. Ensuite, l'effet de distance pour le transport du gaz a été considérablement amoindri par l'introduction d'un système de tarification entrée/sortie et par la diminution sensible des coûts de liaison au cours des dernières années. Par ailleurs, la réduction du nombre de zones tarifaires (de sept à cinq) en 2005 et du nombre d'entités gestionnaires de réseaux à la suite du dénouement des participations conjointes de Total et GDF a contribué à davantage fluidifier le marché, le nombre de zones devant être encore réduit au 1er janvier 2009 et passer de cinq à trois zones. Enfin, le doublement de l'artère de Guyenne, axe reliant les réseaux de GRTgaz et de TIGF, devrait accroître à brève échéance les capacités d'interconnexion entre ces derniers.

315. Malgré les arguments développés par les parties, il apparaît que les coûts de transports entre zones sont encore très hétérogènes, ainsi que cela est précisé ci-après.

316. En premier lieu, les parties admettent elles-mêmes qu'il existe des congestions sur le réseau de transport en soulignant que " les montants des tarifs des liaisons ne font que refléter les différents degrés de congestion physique pour passer d'une zone à l'autre. " (210)

317. GRTgaz lui-même souligne dans son plan d'investissement que " l'existence de plusieurs zones d'équilibrage dans le schéma tarifaire de GRTgaz limite les opportunités d'arbitrage entre plusieurs sources d'approvisionnement, tant par les congestions qui peuvent exister sur les liaisons inter-zones que par le surcoût tarifaire lié à chaque zone. " (211)

318. La CRE souligne également dans sa réponse au questionnaire de la Commission que les capacités d'interconnexion existantes, tant au sein de chaque réseau qu'entre les deux réseaux GRTgaz et TIGF, ne sont pas en l'état suffisantes pour garantir le transport de gaz naturel d'une manière efficace sur l'ensemble du territoire français. La CRE souligne ainsi que " l'existence de congestions potentielles a entraîné la création de zones d'équilibrage." (212)

319. En deuxième lieu, les tarifs de transports sont basés sur les coûts de chaque transporteur, ce qui implique que les tarifs de transport de GRTgaz et de TIGF ne sont pas homogènes. A cet égard, il peut être noté que les tarifs d'entrée et de sortie ne sont pas les mêmes en été qu'en hiver sur le réseau principal de TIGF, alors qu'une telle distinction n'existe pas pour le réseau principal de GRTgaz. En outre, pour passer du réseau GRTgaz au réseau TIGF, il est nécessaire de payer un tarif de liaison spécifique qui représente une part importante du coût total de transport. Ainsi, selon les calculs fournis par les parties, le coût de ce passage représente plus de 50% du coût d'acheminement d'un MWh de gaz entre Dunkerque (zone Nord de GRTgaz) et Toulouse (zone TIGF) (213). La part de ce tarif de liaison est encore plus élevée dans le cas d'un acheminement de gaz depuis une autre zone de GRTgaz vers la zone TIGF.

320. En troisième lieu, au sein même du réseau GRTgaz, les tarifs de liaison entre zones présentent des écarts importants entre eux, le tarif le plus élevé étant près de neuf fois supérieur au tarif le plus bas (214). Par ailleurs, les tarifs de liaison entre deux zones présentent des écarts également importants selon le sens de la liaison (215).

321. Les différences de tarifs de transport évoquées (entre zones TIGF et GRTgaz, d'une part, et entre zones GRTgaz, d'autre part) se traduisent par un poids du coût du transport dans le prix du gaz sensiblement différent selon l'origine du point d'entrée du gaz. A titre d'exemple, la CRE a calculé la part du coût moyen du transport dans le prix d'un MWh de gaz acheminé en zones Sud (GRTgaz) et Sud-Ouest (TIGF), qui sont limitrophes entre elles, en fonction du point d'entrée du gaz sur le territoire (216). Ainsi que cela ressort du tableau ci-après, pour une même zone de provenance, le ratio coût du transport / prix du gaz est nettement plus élevé pour acheminer du gaz en zone Sud- Ouest qu'en zone Sud : le ratio évoqué est de 45% (gaz provenant de la zone Nord) à 86% (gaz provenant de la zone Ouest) plus élevé pour la zone de destination Sud-Ouest. Pareillement, pour une même zone de destination, le ratio en question est significativement hétérogène selon la zone de provenance.

322. En quatrième lieu, même s'il est prévu d'accroître certaines capacités d'interconnexion entre les réseaux TIGF et GRTgaz, ces nouvelles capacités ne seront pas mises en service avant 2008-2009. De surcroît, même après cette date, le maintien de trois zones tarifaires (deux zones GRTgaz et une zone TIGF) continuera à avoir des conséquences sur le coût du transport de gaz.

323. Il convient de noter que les parties n'ont pas discuté les arguments ci-dessus développés par la Commission, tant dans la décision au titre de l'article 6, paragraphe 1, point (c) que dans la communication de griefs, et se sont contentées de renvoyer la Commission à leur position développée dans le Formulaire Co.

A.3.2.2 Distribution

324. La distribution de gaz est l'acheminement de gaz sur de courtes distances avec des canalisations de diamètre moins important que pour le transport et fonctionnant avec une pression faible.

325. Selon la CRE, environ 11 millions de consommateurs sont raccordés aux réseaux de distribution. Ces clients sont alimentés par 23 gestionnaires de réseaux de distribution. Au plan national, le réseau de GDF approvisionne plus de 96% de la consommation de gaz, alors que les réseaux de Gaz de Bordeaux et de Gaz de Strasbourg approvisionnent chacun environ 1,5% de la consommation de gaz. Les 20 autres gestionnaires de réseaux de distribution se partagent moins de 1% de cette consommation. Chacun des gestionnaires est en situation de monopole sur la zone desservie par son réseau de distribution.

326. Les décisions sur les tarifs sont prises conjointement par les ministres chargés de l'économie et de l'énergie, sur proposition de la CRE (218). Les tarifs d'utilisation sont identiques pour l'ensemble du réseau d'un même gestionnaire de réseau de distribution. Par ailleurs, la structure tarifaire est commune pour tous les gestionnaires de réseaux de distribution, chaque option tarifaire dépendant des caractéristiques de consommation du client final. Chaque option comprend un abonnement annuel, un terme proportionnel à la quantité consommée et, le cas échéant, un terme proportionnel à la capacité journalière souscrite.

A.3.2.3 Stockage

327. Les stockages souterrains sont utilisés pour adapter les approvisionnements, qui sont réguliers sur l'année, à la consommation des clients finals, qui est irrégulière et globalement concentrée sur la saison d'hiver. Les stockages servent donc principalement à emmagasiner le gaz en été et à le délivrer en hiver, et permettent de faire face aux demandes des jours de très grand froid. Ils sont donc un élément essentiel de la sécurité d'approvisionnement et de la flexibilité que tous les fournisseurs doivent assurer. De ce fait, ils sont des infrastructures essentielles au bon fonctionnement du marché du gaz naturel.

328. En France, il existe deux catégories de stockage de gaz : le stockage en nappe aquifère, d'une part, et le stockage en cavité saline, d'autre part. Le stockage en nappe aquifère permet d'emmagasiner des volumes importants et est utilisé pour répondre aux besoins en base pendant tout l'hiver. Le stockage en cavité saline permet des débits de pointe élevés, en contrepartie d'une moindre capacité en volume, ce qui le rend adapté pour répondre aux besoins liés aux pointes de froid en hiver.

329. La Direction des Grandes Infrastructures (DGI) de GDF, et TOTAL Infrastructures Gaz France (TIGF), filiale de TOTAL, sont les deux seuls opérateurs de stockage en France. GDF est gestionnaire de treize sites répartis sur l'ensemble du territoire à l'exception du Sud-Ouest. TIGF est gestionnaire de deux sites dans le Sud-Ouest. Seul GDF gère des sites en cavité saline, qui sont au nombre de trois. Par ailleurs, GDF gère le seul site de stockage de gaz L (nappe aquifère) existant en France. Selon les parties, les capacités de stockage commercialisées par GDF représentent près de 79% des capacités totales de stockage commercialisées en France.

330. Les tarifs et les conditions générales d'utilisation des stockages ne sont pas régulés mais fixés par les opérateurs. Ainsi, en la matière, la CRE n'a pas de pouvoir de régulation.

331. Les services de stockage de GDF sont commercialisés sous la forme d'un accès physique à six groupements de stockage : Centre (3 sites), Ile de France Nord (3 sites), Ile de France Sud (3 sites), Lorraine (1 site), Salins Sud (3 sites en cavités salines) et Picardie (1 site pour le gaz L).

332. Le site de [...]*, également possédé et géré par la DGI, fait l'objet d'un contrat spécifique de sécurité et de flexibilité avec GRTgaz. La durée des contrats de stockage est d'un an (du 1er avril année n au 31 mars année n+1, les réservations étant effectuées en février de l'année n). Par ailleurs, depuis le 1er avril 2006, il est possible d'avoir accès à des capacités sur une durée de plus court terme (un jour). Chacun de ces groupements n'est connecté (via un ou plusieurs points d'interconnexion transport stockage) qu'à une seule zone d'équilibrage, excepté celui du Centre qui dessert à la fois les zones Ouest et Sud.

333. L'accès aux infrastructures de stockage de TIGF est quant à lui possible à partir de la zone d'équilibrage Sud-Ouest.

334. Chaque zone d'équilibrage n'est pas connectée aux mêmes groupements de stockage, exceptées les zones Ouest et Sud qui dépendent toutes les deux du groupement Centre.

335. Toutefois, selon les règles provisoires d'accès au stockage mises en place par GDF, il est possible de réserver, dans certaines limites, des capacités de stockage dans une autre zone d'équilibrage que celle où sont situés les clients desservis (219). De même, selon les règles provisoires d'allocation de stockage mises en place par TIGF, il est possible de réserver des capacités de stockage pour des besoins hors de la zone Sud-Ouest, la priorité étant toutefois accordée aux demandes correspondant aux besoins de cette zone (220).

336. Les règles provisoires mises en place par GDF et TIGF ont été remplacées par celles édictées dans le décret n° 2006-1034 du 21 août 2006 et devraient donc être mises en œuvre à compter de l'année de stockage 2007/2008.

A.3.2.4 Terminaux méthaniers

337. Les terminaux méthaniers sont des infrastructures gazières qui réceptionnent du GNL et le regazéifient pour l'injecter sur le réseau de transport de gaz naturel. Il existe actuellement deux terminaux méthaniers en France, le terminal Fos Tonkin à Fos-sur mer, près de Marseille, et le terminal de Montoir, près de Saint-Nazaire. Selon la CRE, ces terminaux réceptionnent environ un quart du gaz naturel consommé en France. Ces infrastructures sont possédées et gérées par GDF (via la DGI). Par ailleurs, GDF a entamé la construction d'un troisième terminal méthanier à Fos-Cavaou, qui devrait être mis en service à compter de fin 2007. Il est prévu que Total bénéficie d'une option d'achat d'environ 30% du capital de la société qui détiendra ce terminal, mais selon les parties cette société sera sous le contrôle exclusif de GDF.

338. Les décisions sur les tarifs sont prises conjointement par les ministres chargés de l'économie et de l'énergie, sur proposition de la CRE (221). Le tarif d'utilisation des terminaux comprend un terme fixe par bateau, un terme proportionnel aux quantités déchargées et un terme proportionnel à la durée d'utilisation des stockages de GNL.

339. Le terminal de Fos est situé dans la zone d'équilibrage Sud, alors que celui de Montoir est dans la zone Ouest. La substituabilité entre les deux terminaux présente des limites puisque la taille maximale des méthaniers pouvant accéder à Montoir est de 200 000 m³, alors qu'elle n'est que de 75 000 m³ pour les méthaniers pouvant accéder à Fos.

A.3.3 Marchés pertinents

340. Conformément à la pratique décisionnelle de la Commission, les différentes activités inhérentes au secteur du gaz peuvent être séparées en marchés pertinents distincts, de l'exploration jusqu'à la fourniture au consommateur final.

341. Il ressort de la pratique décisionnelle de la Commission (222) que les activités suivantes constituent des marchés de produit distincts : (i) exploration/production de gaz naturel; (ii) marché de gros du gaz, (iii) transport de gaz (par l'intermédiaire de réseaux à haute pression), (iv) distribution de gaz (par l'intermédiaire de réseaux à basse pression), (v) stockage de gaz, (vi) négoce (" trading ") de gaz, (vi) fourniture de gaz, comprenant plusieurs marchés séparés.

342. Dans la mesure où l'opération notifiée ne produit pas d'effets sur les marchés des infrastructures de gaz, une définition précise de ces marchés n'est pas nécessaire aux fins de la présente décision. Toutefois, la situation concernant la propriété, la gestion et les droits d'utilisation des différentes infrastructures décrites supra sera prise en compte dans l'analyse des effets de la concentration sur les marchés situés en aval.

343. Sur la base de la pratique décisionnelle de la Commission évoquée et de l'enquête de marché, et conformément à ce qui a été constaté supra pour la Belgique, la Commission considère donc que les marchés de produits à analyser aux fins de la présente transaction sont les marchés de la fourniture de gaz suivants : (i) fourniture de gaz aux gros clients industriels; (ii) fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux, (iii) fourniture de gaz aux centrales électriques fonctionnant à partir de gaz, (iv) fourniture de gaz aux revendeurs intermédiaires (entreprises locales de distribution), (v) fourniture de gaz aux clients résidentiels.

Distinction gaz H / gaz L

344. En ce qui concerne la France, les parties ne proposent pas de distinguer des marchés séparés de la fourniture de gaz L (223) et de gaz H et ne discutent pas la pertinence d'une telle distinction. Dans leurs observations sur la décision au titre de l'article 6, paragraphe 1, point (c) et sur la communication de griefs, les parties n'ont pas discuté la pertinence de cette distinction.

345. La Commission a été amenée, pour la Belgique (224), à distinguer des marchés séparés pour le gaz L et le gaz H. Pour les mêmes raisons que celles avancées pour la Belgique supra, une telle distinction est également pertinente pour la France (225).

Distinction des clients éligibles ayant exercé l'éligibilité

346. En France, les clients éligibles peuvent choisir ou non d'exercer leur éligibilité. L'exercice de l'éligibilité les fait basculer de tarifs réglementés vers des tarifs libres, sans possibilité de revenir aux tarifs réglementés. De ce fait, la substituabilité entre fourniture de gaz à tarif réglementé et fourniture de gaz à tarif libre ne joue que dans un sens.

347. Les parties estiment cependant dans le Formulaire Co qu'une segmentation distinguant les clients éligibles ayant exercé leur éligibilité n'est pas nécessairement pertinente puisque, à l'approche de l'ouverture totale du marché, le taux d'exercice de l'éligibilité augmente très rapidement.

348. Il convient cependant de noter qu'au 1er janvier 2006, près de la moitié du gaz fourni aux clients éligibles l'était encore à des tarifs réglementés, et que les sites éligibles fournis à des tarifs réglementés représentaient à cette date près de 90% du nombre total des sites éligibles (226).

349. En outre, en l'état actuel des informations disponibles, il est probable que les tarifs réglementés continueront à exister en France après le 1er juillet 2007, date de l'ouverture totale des marchés du gaz et de l'électricité. En effet, le gouvernement a déposé à l'Assemblée Nationale, en juin 2006, un projet de loi relatif au secteur de l'énergie qui prévoit, après l'ouverture totale des marchés, le maintien des tarifs réglementés lorsque le client n'a pas exercé son éligibilité (227).

350. Par ailleurs, il peut être noté que, en ce qui concerne l'électricité, pour laquelle le même principe d'exercice d'éligibilité s'applique, le Conseil de la concurrence français a récemment estimé que la fourniture d'électricité aux clients éligibles ayant exercé leur éligibilité était susceptible de constituer un marché pertinent (228).

351. La CRE estime également qu'il convient de distinguer un marché des clients éligibles ayant exercé leur éligibilité en matière de fourniture de gaz : " Fondamentalement, les consommateurs éligibles ayant exercé leur éligibilité et les éligibles ne l'ayant pas fait présentent les mêmes caractéristiques de consommation (à tension de raccordement donnée). Il pourrait, donc, sembler logique de les regrouper au sein d'un même marché. Cependant, si on applique le test " SSNIP " (Small Significant Non transitory Increase in Price), on constate que les deux marchés sont distincts, puisque l'exercice de l'éligibilité n'est pas réversible. En cas d'augmentation " faible, significative, non transitoire " (de 5 ou 10%) du prix payé par les éligibles sortis du tarif, ces clients ne pourraient donc pas revenir au tarif. En conséquence, il est pertinent de distinguer, au sein des consommateurs éligibles, le marché de ceux qui ont exercé leur éligibilité. " (229)

352. Il convient de noter que, dans leurs observations sur la décision au titre de l'article 6, paragraphe 1), point (c) et sur la communication de griefs, les parties n'ont pas discuté les arguments ci-dessus développés par la Commission et se sont contentées de renvoyer cette dernière à leur position développée dans le Formulaire Co.

353. Par conséquent, sur la base de ce qui précède, la Commission considère que les marchés en cause à analyser en matière de fourniture de gaz sont ceux de la fourniture de gaz aux clients éligibles ayant exercé leur éligibilité.

354. Par ailleurs, pour les besoins de la présente décision, il n'est pas nécessaire de définir un marché des clients éligibles n'ayant pas exercé leur éligibilité puisque, par définition, ces clients sont desservis par le fournisseur historique (GDF, Total ou l'un des ELD), qui est donc, de facto, en monopole. Aussi, dès lors qu'un client éligible déciderait d'exercer son éligibilité, il quitterait ce marché hypothétique, pour rejoindre le marché des clients ayant exercé leur éligibilité. En tout état de cause, pour les besoins de la présente décision, cette question peut être laissée ouverte puisque, sur un marché hypothétique des clients éligibles n'ayant pas exercé leur éligibilité, la concurrence n'existe pas entre les fournisseurs historiques.

A.3.3.1 Marchés de produits en cause

A 3 3 1 1 Marchés de la fourniture de gaz aux gros clients industriels (ayant exercé leur éligibilité) et de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux (ayant exercé leur éligibilité)

355. En ligne avec la pratique décisionnelle de la Commission, les parties considèrent

qu'il convient de distinguer la fourniture de gaz aux gros clients industriels, d'une part, et la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux, d'autre part.

356. S'agissant du critère de distinction entre gros et petits clients industriels, les parties ont retenu un seuil de 50 GWh en termes de consommation annuelle de gaz. Elles estiment que ce seuil permet de distinguer deux catégories de clients homogènes. Les gros clients sont des clients de " haut de portefeuille ", qui ont des caractéristiques et des besoins propres nécessitant la formulation d'une offre complexe : ce sont le plus souvent des clients " multi-sites ", qui exigent une grande flexibilité et nécessitent un interlocuteur dédié. Par ailleurs, l'offre de gaz qui leur est proposée s'accompagne souvent de conseils énergétiques spécialisés. Les petits clients relèvent d'une offre plus standardisée. Enfin, les parties soulignent que, d'un point de vue purement opérationnel, les clients consommant plus de 50 GWh sont très généralement raccordés au réseau de transport et ceux consommant moins, très majoritairement raccordés au réseau de distribution. Ce seuil correspond donc, selon les parties, à la démarcation effective entre clients raccordés au réseau de transport et clients raccordés au réseau de distribution (230).

357. Bien que plusieurs tiers aient confirmé ce seuil, parmi lesquels des fournisseurs de Gaz (231), d'autres ont proposé des seuils différents, voire une segmentation reposant sur plus de deux seuils. Toutefois, la Commission n'a pas constaté de convergence parmi les propositions de seuils alternatifs, excepté pour ce qui concerne le seuil de 5 GWh (232). La CRE, quant à elle, a proposé un seuil proche, à savoir 4 GWh, qui permet, selon elle, " de différencier d'une part, les usages industriels et chaufferies de grande puissance, et, d'autre part, les usages davantage orientés vers les petits clients professionnels ou de chaufferies utilisées jusqu'aux logements collectifs. " (233)

358. Les parties ont indiqué à la Commission qu'elles n'étaient pas en mesure de lui fournir des estimations des volumes de gaz vendus individuellement par leurs concurrents sur la base d'un seuil de consommation de 5 GWh. Elles ont souligné que ce seuil ne répond à aucune réalité commerciale et que, par conséquent, les entités de GDF et de Distrigaz en charge de la commercialisation du gaz ne réalisent aucune étude et ne disposent d'aucune donnée publique permettant une ventilation sur cette base des estimations des volumes de ventes effectués par leurs concurrents (234).

359. La Commission a cependant recueilli, auprès des parties et de leurs concurrents, les données relatives aux volumes de gaz vendus aux clients éligibles (en distinguant les ventes aux clients ayant exercé leur éligibilité) sur la base des seuils de 50 GWh et de 5 GWh. Il ressort de ces données que, sur les marchés de fourniture de gaz aux gros clients, les parts de marché de GDF sont moins élevées avec un seuil à 50 GWh qu'avec un seuil à 5 GWh. De manière symétrique, l'effet inverse se produit sur les marchés de la fourniture de gaz aux petits clients. Par ailleurs, dans la mesure où Distrigaz ne fournit pas de gaz aux petits clients consommant moins de 5 GWh, et où l'essentiel de ses ventes est réalisé auprès des gros clients consommant plus de 50 GWh, ses parts de marché sont un peu plus élevées sur la base d'une segmentation avec un seuil de 50 GWh. Finalement, les parts combinées de GDF et de Distrigaz présentent peu d'écart d'une segmentation à l'autre et la Commission a constaté que les conclusions de l'analyse sont identiques quelle que soit la segmentation retenue pour ces marchés.

360. Sur la base de ce qui précède, la définition précise du seuil distinguant, d'une part, les marchés de la fourniture aux gros clients de celui, d'autre part, de la fourniture aux petits clients, peut être laissée ouverte, puisque l'analyse concurrentielle ne varie pas en fonction du seuil choisi.

361. Cependant, aux fins de l'analyse infra, du fait que les parties ont été en mesure de fournir des données plus précises pour des marchés segmentés avec un seuil de 50 GWh, les marchés de la fourniture de gaz (i) aux gros clients industriels et (ii) aux petits clients industriels et commerciaux ont été examinés sur la base d'un seuil consommation fixé à 50 GWh par an.

A 3 3 1 2 Marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité

362. Pour les mêmes raisons que celles indiquées dans la section A 2.3.1.4 concernant le marché belge, le marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité se distingue, aussi en France, des autres marchés de la fourniture de gaz par des conditions concurrentielles différentes.

363. La production d'électricité à partir de gaz concerne en France deux types D'installation, les CCGT et les installations de cogénération.

364. Toutefois, ainsi que le souligne la CRE (235), en termes de conditions concurrentielles, la fourniture de gaz aux cogénérateurs est proche de la fourniture de gaz aux autres clients industriels. En effet, sur le plan des usages, la cogénération répond à un besoin industriel de production de chaleur. De plus, comme pour les industriels, le gaz naturel est, pour la cogénération, en concurrence avec le fioul lourd. Enfin, les contrats d'approvisionnement sont similaires à ceux conclus avec les industriels en termes de durée.

365. La CRE souligne que, a contrario, la fourniture de gaz aux CCGT ne répond généralement pas à un besoin industriel et que le développement des CCGT s'accompagne de contrats d'achats à moyen et long terme.

366. En conséquence, seule la fourniture de gaz aux CCGT appartient au marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité.

367. Dans des décisions antérieures, la Commission a posé la question de savoir s'il faut distinguer la fourniture de gaz aux CCGT selon les différents types de CCGT. Toutefois, pour les besoins de la présente décision, la question peut être laissée ouverte, puisque l'analyse concurrentielle est la même, à savoir l'élimination du concurrent potentiel le mieux placé.

368. Il n'existe actuellement en France qu'une seule CCGT, la centrale DK6 possédée et exploitée à Dunkerque par GDF. GDF fournit la totalité du gaz dont cette centrale a besoin. Il n'existe donc pas actuellement de marché de la fourniture de gaz aux CCGT en France.

369. Il convient cependant d'observer que plusieurs opérateurs ont annoncé publiquement la mise en service de CCGT pour les années à venir, entre 2008 et 2010. Outre GDF et Suez (via Electrabel) qui ont un tel projet, la CRE a relevé, sur la base de déclarations publiques, que Poweo, la SNET, et EDF envisageaient de mettre en service une ou plusieurs CCGT entre 2008 et 2010.

370. Dès lors, pour les besoins de la présente analyse le marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité sera examiné.

A 3 3 1 3 Marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels

371. Dans des décisions précédentes, la Commission a examiné s'il existe un marché de produits distinct pour la fourniture de gaz aux clients résidentiels mais a laissé la question ouverte. (236)

372. Ainsi que mentionné supra, les clients résidentiels ne sont pas actuellement éligibles en France, leur seul fournisseur de gaz étant soit GDF, soit l'une des 22 ELD. Toutefois, leur éligibilité interviendra au 1er juillet 2007, ce qui leur donnera la possibilité de choisir leur fournisseur en exerçant leur éligibilité.

373. Bien que les marchés de fourniture de gaz aux clients résidentiels en France ne soient pas encore ouverts à la concurrence, une analyse prospective doit prendre en considération les effets probables de la transaction notifiée sur ces marchés dont la libéralisation interviendra de manière certaine dans moins de huit mois à compter de la date de la présente décision.

374. Dès lors, pour les besoins de la présente analyse, le marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels sera examiné.

A 3 3 1 4 Marché de la fourniture de gaz aux intermédiaires revendeurs

375. Les entreprises locales de distribution (ELD) mentionnées supra constituent les intermédiaires revendeurs qui achètent leur gaz auprès soit de GDF, soit de Total.

376. Ces clients achètent des volumes de gaz importants pour les revendre soit à des

clients éligibles, soit à des clients résidentiels (non éligibles) connectés aux réseaux de distribution.

377. Il est opportun de distinguer ce marché des autres marchés de la fourniture de gaz aux clients éligibles, puisque les revendeurs visés ci-dessus approvisionnent notamment des clients non éligibles et ont donc des missions de service public, ce qui induit des obligations relatives à la continuité des approvisionnements. De plus, les besoins de modulation des revendeurs sont aussi différents de ceux des clients éligibles, en particulier industriels, dans la mesure où les consommateurs finals non éligibles ont des consommations de gaz saisonnières, très marquées par les conditions climatiques, ce qui est beaucoup moins le cas pour les industriels dont les besoins en gaz sont plus constants sur l'année.

378. Bien que Distrigaz soit absente de ce marché, les éléments portés à la connaissance de la Commission (voir infra) montrent qu'elle a l'intention d'y entrer.

379. Dès lors, pour les besoins de la présente analyse, le marché de la fourniture de gaz aux intermédiaires revendeurs sera examiné.

A 3 3 2 Marchés géographiques en cause

380. Dans l'affaire Total / GDF précitée, la Commission avait envisagé la fourniture de gaz aux clients éligibles dans la zone GSO (devenue zone TIGF) comme constituant un marché géographique distinct, notamment du fait de l'existence de conditions de concurrence hétérogènes entre les différentes zones d'équilibrage.

381. Dans le cadre de la présente affaire, ainsi que souligné supra, la Commission a constaté qu'il existe actuellement des conditions de concurrence hétérogènes entre les différentes zones d'équilibrage, reflétées notamment par les tarifs de transport du gaz naturel. A cet égard, il peut être noté que la part (en quantité de gaz consommée) des clients éligibles ayant exercé leur éligibilité est hétérogène entre les zones d'équilibrage : au 1er janvier 2006, cette part est de 60% sur la zone Nord, de 67% sur la zone Est, de 34% sur la zone Ouest, de 47% sur la zone Sud et de 33% sur la zone Sud-Ouest (237). De ce fait, les parts de marché des fournisseurs alternatifs, dont Distrigaz, varient sensiblement d'une zone à l'autre (voir infra), ce qui est l'indice que les conditions de concurrence différent sensiblement entre les zones.

382. La CRE a également souligné que " les conditions de concurrence ne sont pas homogènes sur le territoire français. Les fournisseurs disposent de deux possibilités pour faire entrer leur gaz sur le territoire : par pipeline aux points d'entrée du Nord et de l'Est de la France (Dunkerque, Taisnières, Obergailbach, Oltingue), ou par méthanier aux points d'entrée du Sud et de l'Ouest (Fos et Montoir). La tarification du transport mise en place sur le marché français est du type " entrée sortie ", avec des coûts de liaison entre les cinq zones d'équilibrage existantes à ce jour. Dans un marché en développement, l'utilisation des terminaux méthaniers n'est pas une solution adaptée pour de nouveaux entrants de petite taille, puisqu'une cargaison équivaut à environ 1 TWh, à écouler dans un mois, ce qui est nettement supérieur à la consommation des clients des nouveaux entrants et aux capacités de stockage qu'ils détiennent. Dès lors, les fournisseurs alternatifs sont soumis à un coût de transport élevé pour faire une offre à des clients situés dans les zones Sud, Ouest et Sud-Ouest à partir de leurs points d'entrée situés au Nord et à l'Est. Le degré de concurrence dans le Sud, l'Ouest et le Sud-Ouest de la France est donc nettement moindre que dans l'Est et le Nord. Les zones ne disposant pas de points d'entrée par pipeline ont des structures concurrentielles différentes : - En zone Sud, il existe un programme de gas release - En zone Sud-Ouest, il existe un programme de gas release et le coût de transport est plus élevé (traversée de deux zones depuis les points d'entrée) - En zone Ouest, il n'existe pas de programme de gas release

En première analyse, chaque zone d'équilibrage constitue donc un marché pertinent. " (238)

383. L'existence de conditions de concurrence hétérogènes entre les zones d'équilibrage a également été confirmée par l'enquête de marché menée par la Commission (239).

384. Il convient de noter que, dans leurs observations sur la décision au titre de l'article 6, paragraphe 1), point (c) et sur la communication de griefs, les parties n'ont pas discuté les arguments ci-dessus développés par la Commission et ont seulement renvoyé cette dernière à leur position initialement développée dans le Formulaire Co, dans lequel elles contestaient l'existence de conditions de concurrence significativement différentes entre les zones d'équilibrage.

385. La Commission considère que, au vu des conditions actuelles de concurrence hétérogènes entre les différentes zones d'équilibrage, reflétées notamment par les tarifs de transport du gaz naturel, chaque zone d'équilibrage constitue un marché géographique séparé en matière de fourniture de gaz aux (i) gros clients industriels, (ii) petits clients industriels, (iii) clients résidentiels, (iv) revendeurs intermédiaires et (v) producteurs d'électricité.

A 3 4 L'analyse concurrentielle

Introduction

386. La Commission considère que la concentration notifiée entravera de manière significative une concurrence effective dans les divers marchés français de la fourniture de gaz, notamment du fait du renforcement de la position dominante de GDF.

387. Tous les opérateurs actifs sur les différents marchés de la fourniture doivent s'approvisionner en gaz. Les conséquences de la transaction sur les possibles sources d'approvisionnement en France auront par conséquent un impact sur les marchés de la fourniture en aval.

388. L'approvisionnement en gaz de la France se fait pour près de 97% par le biais d'importations. Les 3% restants proviennent d'une production française en Aquitaine, assurée par Total, mais qui est déclinante depuis le début des années 1980.

389. Selon les données communiquées par les parties, GDF a réalisé près de [80-90]* % des importations de gaz H et [90-100]* % des importations de gaz L en France en 2005. Suez a réalisé près de [0-5]* % des importations de gaz H et [0-5]* % des importations de gaz L.

390. La concentration notifiée renforcera la position privilégiée de GDF en ce qui concerne l'accès au gaz. En effet, les parties auraient désormais accès à : - [90-100]* % du gaz H et à [90-100]* % du gaz L importés en France ; - [90-100]* % des contrats d'importation de long terme pour le gaz H et [90-100]* % pour le gaz L

391. Dans ce contexte, la fusion notifiée renforcera la position dominante de GDF : d'une part, GDF s'incorporera les activités françaises de Suez (élimination notamment de la concurrence actuelle) et, d'autre part, la transaction éliminera la forte pression concurrentielle exercée jusqu'ici par Suez (via Distrigaz), y compris la concurrence potentielle de cette dernière au regard de certains marchés appelés à se libéraliser ou à se développer dans un avenir proche. En effet, Suez est un des premiers opérateurs alternatifs à être entré sur les marchés français de la fourniture de gaz et a joué un rôle majeur dans leur libéralisation face aux deux opérateurs historiques français, GDF et Total (opérateur historique dans le Sud-Ouest de la France). De surcroît, Suez dispose d'un fort potentiel de croissance, grâce à la combinaison de plusieurs atouts majeurs.

392. Or, comme expliqué en détail dans les sections A 3.4.1 et A 3.4.2, en raison de l'existence de barrières élevées qui rendent déjà difficile l'entrée sur les marchés français du gaz, il est probable que très peu de concurrents - actuels ou potentiels - seront en mesure de reprendre le rôle de Suez et ainsi de compenser la pression concurrentielle qui sera éliminée suite à la concentration notifiée.

A 3 4 1 Effets horizontaux

A 3 4 1 1 Marchés de la fourniture de gaz aux gros clients industriels (ayant exercé leur éligibilité) et de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux (ayant exercé leur éligibilité)

393. Les parties ont estimé les volumes et les parts de marché correspondantes des différents opérateurs pour les quatre zones GRTgaz. Elles ont communiqué ces données au cours de la phase I de la procédure et ont été amenées à réviser certaines d'entre elles au cours de la phase II. Toutefois, en ce qui concerne les marchés de la fourniture de gaz aux petits clients industriels ayant exercé leur éligibilité (consommation inférieure à 50 GWh), elles considèrent que les parts de Marché communiquées sous-estiment largement le poids de leurs concurrents, dans la mesure où elles ont été évaluées sur la base des estimations de volumes perdus par GDF dans chaque zone. Les parties soulignent donc que les volumes ainsi estimés n'intègrent pas les volumes correspondant aux clients de Total ou des ELD ayant exercé leur éligibilité.

394. La Commission a, de son côté, recueilli auprès des concurrents des parties les volumes de gaz qu'ils ont fournis aux gros et petits clients ayant exercé leur éligibilité sur chaque zone. Ainsi la Commission a pu confronter les données réelles à celles estimées par les parties. D'une manière générale, la Commission a constaté que les parties avaient surévalué la taille des marchés, ce qui dans certains cas se traduit par une surévaluation significative du poids des concurrents des parties.

395. Les parties n'ont pas contesté cette constatation. Elles ne sauraient dès lors s'appuyer, comme elles l'ont fait parfois dans leurs observations sur la communication de griefs, sur certaines de leurs estimations des volumes et des parts de marché pour décrire les positions des concurrents de GDF et de Distrigaz (240). En particulier, en ce qui concerne les marchés de la fourniture de gaz H aux petits clients industriels, elles ne sauraient utiliser leurs estimations pour affirmer que les positions de Distrigaz sont toujours nettement plus modestes que celles d'EDF (241) ou pour en déduire des écarts de position entre Total et Distrigaz (242).

396. Il ressort des données réelles recueillies auprès des concurrents que GDF, excepté en ce qui concerne la fourniture de gaz aux gros clients dans la zone Sud-Ouest, est en position dominante sur tous les marchés avec une part de marché toujours supérieure à 60% et allant jusqu'à plus de [90-100]* % selon la zone et le marché. Sur ces marchés évoqués, l'opération notifiée a pour effet de renforcer la position dominante de GDF, ce que ne contestent pas les parties dans leurs observations sur la communication de griefs.

397. Les tableaux qui suivent présentent l'estimation des volumes et parts de Marché communiquée par les parties (colonne " Parties ") et, éventuellement, l'indication d'un seuil de part de marché pour les parties ou leurs concurrents (colonne " Enquête "), dès lors qu'un écart de plus de 5 points a été constaté avec la part de marché estimée par les parties.

1) Zone Nord

Gaz L

398. L'enquête de marché a révélé que les volumes de ventes et les parts de marché des fournisseurs alternatifs autres que Distrigaz, ENI et EDF, sont nettement moins importants que ceux estimés par les parties. Ainsi, sur le marché de fourniture de gaz L aux gros clients industriels, la part de marché combinée d'EDF et d'ENI est inférieure à 5% (la part de marché combinée de GDF et de Distrigaz étant supérieure à [90-100]* %), alors que les parties l'ont estimée à [10-15]* %. En conséquence, l'affirmation des parties selon laquelle EDF et surtout ENI auraient, séparément, un rôle d'animateur de la concurrence nettement supérieur à celui de Distrigaz (243) ne saurait tenir.

399. Sur les deux marchés, GDF est en quasi monopole et donc en position dominante, le nombre d'opérateurs alternatifs étant très réduit.

400. L'opération conduit au renforcement de la position dominante de GDF, par l'élimination : - d'un des trois fournisseurs alternatifs de gaz L ; - du seul concurrent de GDF qui importe du gaz L en France, GDF et Suez (via Rhodigaz) ayant réservé en 2005 [90-100]* % et [0-5]* % des capacités du point d'entrée de gaz L à Taisnières. A cet égard, l'opération notifiée aboutit à l'élimination de l'opérateur qui est le mieux placé pour entrer sur les marchés français du gaz L. En effet, le gaz L ne peut être acheminé en France depuis les Pays-Bas que par la Belgique. Or, ainsi que souligné supra dans le cadre de l'analyse des marchés belges, Suez est le seul opérateur gazier qui, outre GDF, importe le gaz L en Belgique. - d'un des deux seuls acheteurs, avec ENI, de gaz L sur le PEG (244) correspondant, sur lequel GDF est le seul vendeur.

401. Ainsi, à l'issue de l'opération, les concurrents de la nouvelle entité dépendront entièrement de celle-ci pour l'approvisionnement en gaz L.

402. En conséquence, la Commission considère que l'opération notifiée aura pour effet d'entraver de manière significative la concurrence par un renforcement de la position dominante de GDF sur les marchés de le fourniture de gaz L aux (i) gros clients industriels et aux (ii) petits clients industriels.

Gaz H

403. L'enquête de marché a révélé que la part de marché de GDF est nettement supérieure à celle estimée par les parties, les volumes déclarés par plusieurs fournisseurs concurrents étant très inférieurs à ceux estimés par les parties.

404. La zone Nord est, avec la zone Est (voir infra), l'une des zones les moins fermées à la concurrence en matière de fourniture de gaz H aux gros clients. Cela s'explique par la proximité des points d'entrée de Dunkerque et de Taisnières.

405. Sur les deux marchés, GDF est en position dominante. L'opération conduit à un renforcement de cette position dominante: - sur le marché de la fourniture aux gros clients, en éliminant le premier fournisseur alternatif après Total. Bien que les parties soulignent que Total a une part de marché supérieure à celle de Distrigaz (245), elles ne contestent pas que l'opération notifiée conduise au renforcement de la position dominante de GDF sur ce marché. - sur le marché de fourniture de gaz aux petits clients, où GDF est déjà en situation de quasi monopole, en éliminant l'un des très rares fournisseurs alternatifs présents.

2) Zone Est

406. L'enquête de marché a révélé que, sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients, la part de marché de GDF est nettement supérieure à celle estimée par les parties, les volumes déclarés par plusieurs fournisseurs concurrents étant très inférieurs à ceux estimés par les parties.

407. La zone Est, où le taux d'éligibilité est de 67% (en volume), est la moins fermée à la concurrence sur le marché de la fourniture de gaz aux gros clients, ce qui s'explique par la proximité des points d'entrée de Dunkerque, Taisnières, et Obergailbach.

408. Sur ce marché, Suez est le premier fournisseur alternatif avec une part de marché de plus de 30%, derrière GDF qui reste cependant de loin l'opérateur dominant.

409. Sur les deux marchés, GDF est en position dominante. L'opération conduit au renforcement de la position dominante de GDF : - sur le marché de la fourniture de gaz aux gros clients, en éliminant le premier fournisseur alternatif qui avait réussi à gagner des parts de marché significatives sur cette zone et qui était le mieux placé pour concurrencer GDF. A la suite de la fusion, GDF se retrouvera en situation de quasi monopole sur ce marché. - sur le marché de fourniture de gaz aux petits clients, sur lequel GDF est en quasi monopole sur ce marché, en éliminant l'un des très rares fournisseurs alternatifs présents.

3) Zone Ouest

410. Il ressort des données réelles recueillies auprès des concurrents que les parts de marché de Total ont été fortement surévaluées par les parties, tant pour le marché de la fourniture de gaz aux gros clients que pour celui de la fourniture de gaz aux petits clients.

411. La zone Ouest est très peu ouverte à la concurrence : elle est caractérisée par la présence d'un nombre réduit de concurrents et un bas taux d'éligibilité (34% du volume de gaz consommé par l'ensemble des éligibles).

412. Il convient de noter que les parties ont contesté dans leurs observations sur la décision au titre de l'article 6, paragraphe 1), point (c) le fait que GDF soit en position dominante sur le marché de la fourniture aux gros clients, en affirmant que GDF avait une part de marché d'environ [50-60]* %, alors que Total avait par ailleurs une part de marché de plus de 40% (246). Il ressort de l'enquête de marché que l'affirmation des parties est infondée : en réalité, GDF a une part de marché supérieure à 60% et Total a une part de marché inférieure à 30%. Les parties n'ont pas contesté ce constat dans leurs observations sur la communication de griefs.

413. Sur les deux marchés, GDF est en position dominante dans une zone très peu ouverte à la concurrence. L'opération renforce la position dominante de GDF : - sur le marché de la fourniture de gaz aux gros clients, en éliminant le premier fournisseur alternatif autre que Total. Il convient de noter que le poids significatif de Total sur ce marché est lié à l'acquisition auprès de GDF d'une partie de la clientèle de cette zone dans le cadre des accords de décroisement de participations de GDF et de Total dans des entreprises communes en 2004 (accords LEGO). Dans le cadre de la cession de ce portefeuille de clientèle, GDF fournit chaque année à Total des volumes de gaz. Ainsi, contrairement à Distrigaz, la position de Total est en partie due non pas à une conquête mais à un transfert organisé de clientèle ; - sur le marché de fourniture de gaz aux petits clients, sur lequel GDF est en situation de quasi monopole, en éliminant l'un des très rares fournisseurs alternatifs présents.

4) Zone Nord de 2009

414. Ainsi que déjà indiqué supra, il est prévu que les zones d'équilibrage Nord, Est et Ouest soient fusionnées en 2009 en une seule zone Nord. Le tableau ci-après résulte de l'agrégation des données relatives aux zones Nord, Est et Ouest actuelles pour ce qui concerne le gaz H (les données ne changent pas pour le gaz L, puisque ce gaz n'est disponible que dans la zone Nord actuelle). Il ressort de l'enquête de marché que Distrigaz est, après GDF, le premier fournisseur de gaz aux gros clients industriels, devant Total.

415. Sur l'ensemble du périmètre de la future zone Nord, GDF est en position dominante sur les deux marchés. L'opération conduit au renforcement de la position dominante de GDF : - sur le marché de la fourniture de gaz aux gros clients, en éliminant le premier fournisseur alternatif sur cette zone. En outre, il convient de noter que la création de la future zone Nord en 2009, couplée avec l'accroissement programmé des capacités de certaines infrastructures du réseau de transport, a pour objectif de réduire les congestions et le surcoût tarifaire lié aux liaisons entre zones. La création de cette future zone est donc susceptible de contribuer au développement de la concurrence. Suez, du fait de sa position actuelle de premier fournisseur alternatif dans l'Est (devant Total) et de second fournisseur alternatif dans le Nord (derrière Total) ainsi que des atouts majeurs dont elle dispose, est un des concurrents de GDF les mieux placés pour animer la concurrence dans cette nouvelle zone, et tout particulièrement dans l'Ouest de celle-ci où la concurrence et le taux d'éligibilité sont faibles. La fusion entre GDF et Suez est donc également un frein au développement de la concurrence qui pourrait être attendu après la création de la nouvelle zone Nord en 2009 ; - sur le marché de la fourniture aux petits clients, où GDF est en situation de quasi monopole, en éliminant l'un des très rares fournisseurs alternatifs.

416. Il convient de noter que, dans leurs observations sur la communication de griefs, les parties n'ont pas contesté l'analyse de la Commission quant aux conséquences de l'opération notifiée sur cette future zone Nord.

5) Zone Sud

417. L'enquête de marché a révélé que, sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients, la part de marché de GDF est nettement supérieure à celle estimée par les parties, les volumes déclarés par plusieurs fournisseurs concurrents étant très inférieurs à ceux estimés par les parties. Ainsi, sur ce marché, la part de marché de GDF est supérieure à 90%, alors que celle de Total est inférieure à 5%.

418. La zone Sud est peu ouverte à la concurrence : le taux d'éligibilité n'y est que de 47% (en volume de gaz consommé) et le nombre de fournisseurs alternatifs est faible. Suez a réussi à s'implanter dans cette zone en achetant plus de 40% des volumes de gaz vendus par GDF au titre du " gas release " mis en place sur la période 2005-2007. Malgré la mise en place du " gas release ", la CRE a souligné dans son dernier rapport annuel que la " concurrence reste toutefois encore trop limitée " dans le Sud de la France (247).

419. Sur les deux marchés, GDF est en position dominante. Outre GDF et Total, seuls trois fournisseurs alternatifs se partagent moins de 5 % de part de marché, parmi lesquels Suez (via Distrigaz).

420. Dans une zone très peu ouverte à la concurrence, l'opération conduit :

- à l'élimination de plus de 40% des volumes du " gas release ", vendus par GDF à Distrigaz, alors que la mise en place de ce " gas release " est destinée à amorcer l'entrée de fournisseurs alternatifs sur cette zone. Ainsi, la fusion entre GDF et Suez rendrait encore plus difficiles les conditions d'approvisionnement des concurrents de la nouvelle entité, et donc de leur développement sur les marchés de la fourniture de gaz.

- à l'élimination d'un concurrent qui, en dehors du recours au " gas release ", avait l'intention d'entrer sur les marchés de la fourniture de gaz dans le Sud de la France, ainsi que l'indique le plan d'affaires 2004 de Distrigaz (248) .

- au renforcement de la position dominante de GDF sur le marché de la fourniture de gaz aux gros clients, en éliminant le principal fournisseur alternatif autre que Total) qui est de surcroît le principal d'entre eux. Les parties ont souligné dans leurs observations sur la décision au titre de l'article 6, paragraphe 1), point (c) que Gas Natural, opérateur espagnol qui est actif sur cette zone, a une proximité bien plus forte avec le Sud : sa participation au " gas release " de cette zone et l'extension des capacités d'interconnexion avec l'Espagne la placeraient ainsi plus favorablement que Distrigaz pour accroître ses positions en France et concurrencer GDF. La Commission constate tout d'abord que Distrigaz a également participé de manière très significative au " gas release " de cette zone. En conséquence, de ce point de vue, Gas Natural n'est pas mieux placée que Distrigaz pour entrer sur les marchés de cette zone. Ensuite, l'accroissement de l'interconnexion avec l'Espagne ne saurait conférer à Gas Natural un avantage à court-moyen terme. En effet, les capacités actuelles d'interconnexion de l'Espagne vers la France sont très faibles et leur accroissement, même s'il est envisagé, nécessite sur la zone TIGF des travaux, coordonnés entre TIGF et l'opérateur de transport espagnol, qui ne sont pour l'instant qu'à l'état d'étude (voir infra). Enfin, il ressort des données de l'enquête de marché que les parties ont nettement surestimé la part de marché de Gas Natural, ce qui place Gas Natural assez loin derrière Distrigaz. En conséquence, au regard de ces éléments, Gas Natural ne peut être considéré comme mieux placé que Distrigaz pour se développer sur cette zone et concurrencer GDF. Dans leurs observations sur la communication de griefs, les parties n'ont pas contesté cette réponse de la Commission.

- au renforcement de la position dominante de GDF sur le marché de fourniture de gaz aux petits clients, en éliminant l'un des très rares fournisseurs alternatifs présents.

6) Zone Sud-Ouest

421. Les parties n'ont pas été en mesure de fournir une évaluation des parts de marché des différents fournisseurs actifs sur cette zone. En conséquence, à partir des données recueillies au cours de l'enquête de marché, la Commission a reconstitué les parts de marché des différents fournisseurs présents.

422. La zone Sud-Ouest, dont les infrastructures de transport et de stockage sont possédées et gérées par TIGF, connaît le plus faible taux d'éligibilité (33% en volume de gaz consommé) de toutes les zones d'équilibrage. En 2005, GDF était actif sur cette zone mais pas Suez. Cette dernière, au même titre qu'EDF, n'a commencé à y devenir active (via Distrigaz), que depuis 2006, grâce aux volumes de "gas release" proposés par Total pour la période 2005-2007 (249). Toutefois, comme le montre le tableau ci- dessous, à l'image de la zone Sud, la concurrence est encore très limitée dans la zone Sud-Ouest.

423. Sur le marché de la fourniture de gaz aux gros clients, Total est en position dominante avec une part de marché supérieure à 80%. GDF et Suez sont les deux seuls fournisseurs face à Total, avec une part de marché combinée supérieure à 15%.

424. Sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients, GDF est en position dominante avec une part de marché supérieure à 80%. Outre GDF et Total, seuls trois fournisseurs alternatifs se partagent moins de 15 % du marché.

425. Dans une zone très peu ouverte à la concurrence, l'opération conduit :

- à l'élimination de 50% des volumes du " gas release ", souscrits par Distrigaz, alors que la mise en place de ce " gas release " est destinée à amorcer l'entrée de fournisseurs alternatifs sur cette zone. Ainsi, la fusion entre GDF et Suez va à l'encontre de l'objectif du " gas release " mis en place en 2005, à savoir le développement d'une concurrence face à la seule présence de GDF et de Total qui se partageaient les marchés de la fourniture de gaz sur cette zone.

- à l'élimination d'un concurrent qui, en dehors du recours au " gas release ", avait l'intention d'entrer sur les marchés de la fourniture de gaz dans le Sud de la France, ainsi que mentionné supra pour la zone Sud.

- au renforcement de la position dominante de GDF sur le marché de fourniture de gaz aux petits clients, en éliminant l'un des rares fournisseurs alternatifs, lesquels ne sont entrés sur ce marché que depuis 2006.

7) Conclusion

426. Sur les marchés de la fourniture de gaz aux gros clients (tant en gaz L qu'en gaz H) des zones GRTgaz, l'opération notifiée conduit au renforcement de la position dominante de GDF, et fait disparaître, selon la zone considérée, le premier (Est) ou le deuxième (Nord, Ouest, Sud) fournisseur alternatif face à GDF. En outre, l'opération notifiée conduit à la disparition du premier fournisseur alternatif de gaz H sur le périmètre de la future zone Nord de 2009.

427. Sur les marchés de la fourniture de gaz aux petits clients (tant en gaz L qu'en gaz H) des zones GRTgaz et TIGF, l'opération notifiée conduit au renforcement de la position dominante de GDF, qui est déjà en situation de quasi monopole, par la disparition d'un des rares fournisseurs alternatifs présents.

428. Par ailleurs, ainsi que développé infra, la fusion entre GDF et Suez intervient dans un contexte de barrières importantes à l'entrée des marchés français de la fourniture de gaz.

429. Eu égard au rôle majeur joué par Distrigaz dans l'animation de la concurrence sur les marchés du gaz grâce aux atouts soulignés infra, l'opération conduit à l'élimination d'un des concurrents les mieux placés pour concurrencer GDF sur les marchés français de la fourniture de gaz aux clients industriels.

430. Sur la base de ce qui précède, la Commission considère que l'opération notifiée est de nature à entraver de manière significative une concurrence effective sur les marchés de la fourniture de gaz H et de gaz L (i) aux gros clients industriels sur chaque zone d'équilibrage de GRTgaz et (ii) aux petits clients industriels et commerciaux sur chaque zone d'équilibrage de GRTgaz et sur celle de TIGF.

A 3 4 1 2 Marchés de la fourniture de gaz aux intermédiaires revendeurs (entreprises locales de distribution)

431. Il peut être noté que, dans leurs observations sur la communication de griefs, les parties n'ont pas discuté les griefs émis par la Commission pour ces marchés.

432. Selon les données communiquées par les parties, seuls GDF et Total sont actifs sur ces marchés. GDF est le seul fournisseur actif dans les zones Est, Nord (gaz H et gaz L) et Sud, alors que Total est le seul fournisseur actif dans la zone Sud-Ouest (TIGF) (250).

433. Le fait que Total et GDF soient les seuls opérateurs à fournir les ELD, respectivement dans la zone TIGF et dans les autres zones tarifaires, ne résulte pas d'un texte législatif ou réglementaire. Il s'agit d'une simple situation de fait, susceptible d'évoluer à tout moment, en fonction des politiques mises en œuvre par les ELD pour satisfaire leurs besoins en gaz, ces dernières ayant, pour leur activité de fourniture, la faculté de s'adresser à n'importe quel fournisseur de gaz (article 3, point 3 de la loi du 3 janvier 2003).

434. Bien que l'opération notifiée ne donne pas lieu à chevauchement sur ces marchés, il peut cependant être noté que, sur les zones Est et Nord où GDF est en monopole, Distrigaz est un concurrent particulièrement bien implanté sur les marchés voisins de la fourniture aux gros clients industriels.

435. En effet, en matière de fourniture de gaz H aux gros clients industriels, Distrigaz est respectivement le premier fournisseur alternatif dans l'Est (part de marché supérieure à 30%) et le deuxième fournisseur alternatif dans le Nord (part de marché supérieure à 10%). En outre, Distrigaz est le premier fournisseur alternatif sur le périmètre de la future zone Nord de 2009.

436. En matière de fourniture de gaz L aux gros clients industriels, Distrigaz est l'un des trois seuls fournisseurs alternatifs face à GDF, Total étant par ailleurs absent de ce marché.

437. Ainsi qu'expliqué infra, Distrigaz compte s'appuyer sur l'acquisition d'une masse critique sur ces marchés pour se développer sur les autres marchés de la fourniture. A cet égard, il convient de noter que lors du dépôt de sa demande d'autorisation de fourniture de gaz auprès du Ministre de l'économie, Distrigaz a fourni en octobre 2004 un projet commercial faisant clairement apparaître qu'elle envisageait de fournir du gaz aux ELD (251).

438. Il résulte de ce qui précède que Distrigaz peut être considérée comme un des concurrents potentiels les mieux placés face à GDF pour fournir du gaz aux revendeurs intermédiaires dans les zones Nord (H et L) et Est.

439. Aussi, bien que l'opération notifiée ne donne pas lieu à chevauchement sur ces marchés, elle fait néanmoins disparaître un des concurrents potentiels de GDF les mieux placés, avec des atouts majeurs, qui a l'intention d'y entrer.

440. Ainsi que développé infra, la fusion entre GDF et Suez intervient par ailleurs dans un contexte de barrières importantes à l'entrée des marchés français de la fourniture de gaz.

441. Sur la base de ce qui précède, la Commission considère donc que l'opération notifiée est de nature à entraver de manière significative une concurrence effective sur les marchés de la fourniture de gaz aux revendeurs intermédiaires, dans les zones Nord (gaz H et gaz L) et Est.

A 3 4 1 3 Marchés de la fourniture de gaz aux clients résidentiels à compter du 1er juillet 2007

442. Près de [90-100]*% des volumes fournis aux clients résidentiels le sont par GDF. Le reste est fourni par les ELD, chaque ELD étant en monopole sur la zone de distribution qui lui est concédée.

443. Dans la mesure où les clients résidentiels ne sont pas encore éligibles, les fournisseurs autres que GDF et les ELD ne peuvent pas être actifs sur ce marché. Toutefois, les clients résidentiels seront éligibles à compter du 1er juillet 2007. Selon le projet de loi déposé en juin 2006 à l'Assemblée Nationale, évoqué supra, il est prévu qu'ils puissent choisir de ne pas exercer leur éligibilité et donc choisir de continuer à acheter du gaz à des tarifs réglementés.

444. Le Tribunal de Première Instance (TPI) a considéré que l'absence de concurrence sur les marchés du gaz, conformément à la directive Gaz, écarte toute conclusion selon laquelle les conditions de l'article 2 paragraphe 3 du règlement Concentration sont satisfaites (252). En particulier, il a constaté que la Commission n'est pas en mesure d'évaluer si la concentration empêche l'introduction d'une concurrence efficace dans le cadre du calendrier contraignant de la directive Gaz (253).

445. Néanmoins, la situation concurrentielle, existant à la date d'adoption de la décision ou à la date de l'ouverture à la concurrence des marchés en question, est un fait objectif dont l'évaluation n'est pas touchée par la non-exécution d'un critère juridique (254). En outre, le TPI a indiqué son avis dans l'affaire EDP que la Commission peut analyser les effets immédiats d'une transaction dès lors qu'ils existent et qu'elle les prend en considération dans son évaluation globale de la transaction (255). Dans ce cas, un tel effet immédiat de la concentration, modifié par les engagements, aurait été d'avancer l'ouverture de certains marchés par rapport au calendrier envisagé dans la directive Gaz (256).

446. En outre, lorsque la Commission examine une concentration, elle doit s'assurer que la concentration aurait un effet direct et immédiat sur la base du test de l'entrave significative à la concurrence effective. Ce faisant, elle peut, le cas échéant, prendre en considération les effets d'une concentration dans un proche avenir (257).

447. Dans la présente affaire, la concentration notifiée n'aura aucun effet sur le calendrier de l'ouverture des marchés français de la fourniture de gaz aux clients résidentiels. Ainsi il n'est constaté aucun effet positif immédiat sur les conditions de concurrence sur ces marchés. Au contraire, alors que ces marchés ne s'ouvriront à la concurrence qu'au 1er juillet 2007, la concentration est susceptible d'exercer un effet immédiat sur la préparation des concurrents potentiels pour leur ouverture. En particulier, la concentration élimine immédiatement Distrigaz (Suez) comme concurrent potentiel de GDF en France et crée des obstacles à l'entrée pour d'autres concurrents potentiels. Ces obstacles sont susceptibles d'avoir pour effet immédiat de décourager l'investissement de ces derniers en prévision de leur entrée sur ces marchés à partir du 1er juillet 2007. La concentration est également susceptible de supprimer ou de réduire l'incitation de GDF à anticiper les effets de l'ouverture du marché en proposant déjà des prix plus compétitifs ou d'autres conditions favorables afin de fidéliser les clients.

448. La présente décision n'intervient que quelques mois avant la libéralisation des marchés de la fourniture aux clients résidentiels. Aussi les effets immédiats de la concentration sur les décisions commerciales, à la fois des parties et des tiers, auront des conséquences sur les conditions de concurrence dans un proche avenir.

449. La Commission considère donc qu'il est nécessaire d'analyser l'impact de l'opération sur l'ouverture prochaine du marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels.

450. Ainsi qu'expliqué plus en détail dans la section A 3.4.2, Distrigaz compte s'appuyer sur l'acquisition d'une masse critique sur les marchés de la fourniture de gaz aux gros clients industriels pour se développer sur les autres marchés de la fourniture. Les positions acquises par Distrigaz sur ces marchés sont de nature à favoriser son entrée sur les marchés de la fourniture de gaz aux clients résidentiels.

451. Toutefois, dans leur réponse à la communication de griefs, les parties soutiennent que Distrigaz n'est pas la mieux placée pour entrer sur ces marchés. En effet elles indiquent (i) que Distrigaz n'a pas demandé d'autorisation de fourniture pour les clients résidentiels et (ii) qu'EDF, forte d'une base de clientèle domestique inégalée, est mieux placée que Distrigaz pour pénétrer ces marchés à compter du 1er juillet 2007 (258).

452. La Commission estime cependant que Distrigaz est, avec EDF, l'opérateur le mieux placé pour pénétrer les marchés de la fourniture aux clients résidentiels à compter du 1er juillet 2007.

453. En premier lieu, la Commission observe que, lors de sa demande d'autorisation de fourniture de gaz, Distrigaz s'est appuyée sur l'article 7 du décret n°2004-250 (259) pour expliquer qu'elle ne demandait pas en 2004 d'autorisation de fourniture de gaz aux clients résidentiels. En effet, le deuxième alinéa de cet article dispose que " lorsque le titulaire d'une autorisation de fourniture ne peut faire état d'aucun contrat en cours avec des clients éligibles ou non éligibles pendant une durée d'un an, cette autorisation devient caduque de plein droit. " Aussi, puisque seuls GDF et les ELD peuvent fournir du gaz aux clients résidentiels dont l'éligibilité n'interviendra que le 1er juillet 2007, une éventuelle autorisation accordée à Distrigaz en 2004 pour fournir du gaz aux clients résidentiels serait devenue caduque avant même qu'elle pût être utilisée. En conséquence, le fait que Distrigaz n'ait pas introduit de demande de fourniture de gaz aux clients résidentiels ne peut être interprété comme son absence de volonté de fournir du gaz à cette catégorie de clientèle à compter du 1er juillet 2007.

454. En deuxième lieu, même s'il est vrai qu'EDF est un opérateur bien placé pour pénétrer les marchés de la fourniture de gaz aux clients résidentiels (260), la Commission observe que le groupe Suez, auquel appartient Distrigaz, possède des atouts que n'ont pas les concurrents autres qu'EDF.

455. Tout d'abord, Suez a déjà l'expérience de la fourniture d'énergie à des clients résidentiels (en particulier en Belgique), ce qui n'est pas le cas de l'autre principal concurrent en France, à savoir Total. Ainsi le fait que Total soit, comme le soulignent les parties (261), le troisième producteur de gaz dans le monde et le quatrième en Europe, ne semble pas lui avoir conféré un avantage concurrentiel significatif pour pénétrer les marchés de la fourniture de gaz aux clients résidentiels à l'étranger, tout particulièrement au Royaume-Uni où le marché est totalement ouvert depuis plusieurs années.

456. Ensuite, le groupe Suez est déjà bien implanté en France au travers de la gestion de plusieurs services (secteurs des services énergétiques, de la gestion des déchets et de l'eau) qui le place au contact direct de plusieurs millions de clients résidentiels. Aucun des opérateurs gaziers historiques autres que GDF n'a une telle implantation en France et n'est déjà au contact de clients résidentiels. Ainsi la Lyonnaise des Eaux, filiale française du groupe Suez, distribue et facture l'eau potable à plus de 3,9 millions de clients français dans 5000 communes et possède un réseau de 120 agences de proximité sur l'ensemble du territoire (262). Ainsi, dans son dernier document de référence, Suez souligne qu'elle compte développer ses activités dans l'énergie en France " à partir des positions acquises dans l'électricité et le gaz en s'appuyant sur les implantations historiques (.) dans les métiers de l'environnement et des services. " (263)

457. En troisième lieu, si l'on devait considérer que la fourniture de gaz aux petits clients industriels peut faciliter l'entrée sur le marché de la fourniture de gaz aux clients résidentiels, il peut être noté que les positions de Distrigaz, en matière de fourniture de gaz aux petits clients industriels, ne sont guère éloignées de celles d'EDF sur chacune des zones d'équilibrage.

458. Sur la base de ces éléments, la Commission considère que l'opération notifiée entraîne la disparition d'un concurrent potentiel dont les atouts en font le mieux placé avec EDF pour entrer sur les marchés de la fourniture de gaz aux clients résidentiels à compter du 1er juillet 2007.

459. Ainsi que développé infra, la fusion entre GDF et Suez intervient par ailleurs dans un contexte de barrières importantes à l'entrée des marchés français de la fourniture de gaz.

460. Sur la base de ce qui précède, la Commission considère que l'opération notifiée est de nature à entraver de manière significative une concurrence effective sur les marchés de la fourniture de gaz aux clients résidentiels dans les zones Nord (gaz H et gaz L), Est, Ouest, Sud et Sud-Ouest, à compter du 1er juillet 2007.

A 3 4 1 4 Marchés de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité

461. Actuellement, GDF possède et exploite la seule CCGT (centrale DK6 à Dunkerque) existante en France. GDF fournit à sa CCGT la totalité du gaz dont elle a besoin pour fonctionner. Le marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité n'existe donc pas actuellement. Toutefois, ce marché devrait exister dans un futur proche, puisque plusieurs opérateurs ont déjà planifié la construction de CCGT. Dans ce contexte, la Commission considère que la concentration est de nature à avoir un impact négatif à court terme sur les décisions d'investissement et d'approvisionnement en gaz des opérateurs qui souhaitent construire des CCGT.

462. Sur la base de déclarations publiques, la CRE a identifié plusieurs projets de mise en service de CCGT en France entre 2008 et 2010. Sous réserve de la réalisation de tous les projets annoncés, et en intégrant la CCGT de GDF déjà en exploitation, le parc français de CCGT aurait, à l'horizon 2010, la structure suivante (264)

463. Les trois opérateurs autres que GDF et Suez ayant programmé la mise en service de CCGT (Poweo, la SNET et EDF) ont fait part de leurs craintes quant aux conséquences de la fusion sur le marché de la fourniture de gaz aux CCGT. Poweo et EDF sont toutes deux actives dans la fourniture d'électricité et de gaz en France.

464. La SNET estime que la nouvelle entité aura : (i) un pouvoir de négociation lui permettant d'imposer ses conditions tarifaires en matière de fourniture de gaz et (ii) connaissance de l'ensemble des conditions de fourniture de gaz de tous ses concurrents sur le marché de la production de d'électricité à partir de gaz (principal débouché du gaz dans les dix prochaines années) (265).

465. EDF estime que " la fusion GDF/Suez renforcerait le contrôle qu'exercent chacune des deux parties sur le dispositif gazier (approvisionnement, accès, transport et stockage) sur lequel elles agissent en France et dans tout le Nord-Ouest européen, donnant à l'ensemble constitué un quasi monopole sur des segments essentiels de la chaîne de valeur correspondante. " (266)

466. Enfin, Poweo explique (267) qu'elle a lancé en avril 2006 un appel d'offres pour un contrat de long terme (sur 15 ans) de fourniture de gaz à sa future CCGT située dans le Nord de la France, à Pont sur Sambre, à une vingtaine de kilomètres du point d'entrée de gaz de Taisnières. A l'issue de cet appel d'offres, lancé après l'annonce de la fusion entre GDF et Suez, Poweo indique n'avoir reçu de GDF qu'une offre sur trois ans à un prix prohibitif et n'avoir reçu aucune offre de Suez (268). Poweo souligne l'accès prépondérant de la nouvelle entité aux capacités du point d'entrée de Taisnières et estime que le comportement de GDF et Suez, à la suite d'une fusion, " irait dans le sens d'une discrimination encore plus grande, plus particulièrement pour l'accès au gaz depuis Taisnières. "

467. Distrigaz a déjà, sur les marchés de la fourniture de gaz aux gros clients industriels ayant exercé leur éligibilité, de fortes positions dans les zones Est (où elle est le premier fournisseur alternatif avec une part de marché de [30-40]* %) et Nord (où elle est le second fournisseur alternatif avec une part de marché supérieure à 10%).

468. Certes, Total, premier fournisseur alternatif sur le marché de fourniture de gaz aux gros clients industriels sur la zone Nord, a été également sollicité par Poweo et n'a pas non plus fait d'offre.

469. Toutefois, Poweo a relancé Distrigaz, à la suite de son absence d'offre, la future CCGT de Poweo étant localisée dans le Nord, près du point d'entrée de Taisnières à proximité de la frontière avec la Belgique. Le refus définitif de Distrigaz a conduit Poweo à considérer que son projet de construction de CCGT était mis en péril par " deux groupes dominants sur le marché du Nord de la France et de la Belgique. " Ainsi, eu égard à sa position sur cette zone et en Belgique, Distrigaz a été perçue par Poweo comme la meilleure alternative à GDF sur le Nord.

470. La très forte position de Distrigaz sur le marché de la fourniture aux gros clients industriels sur la zone Est, proche du point d'entrée de Taisnières, permet également de considérer cet opérateur comme la meilleure alternative à GDF en matière de fourniture de gaz aux CCGT sur cette zone.

471. L'opération notifiée est donc de nature à conduire à l'élimination du concurrent potentiel le mieux placé en matière de fourniture de gaz aux CCGT sur les zones Nord et Est.

472. Les parties n'ont pas répondu, dans leur réponse à la communication de griefs, à l'objection de la Commission selon laquelle l'opération notifiée entraînerait la disparition du concurrent potentiel le mieux placé en matière de fourniture de gaz aux producteurs d'électricité.

473. Par ailleurs, la Commission note que GDF considère comme primordiale la possibilité de proposer des offres duales (électricité + gaz), et ce, [...]* (269). Le développement de CCGT par GDF est donc un moyen important lui permettant de développer des offres duales, le nouveau groupe issu de la fusion exploitant environ 40% des capacités de production des CCGT en France à l'horizon 2010.

474. La question peut donc se poser de savoir si la nouvelle entité pourrait être incitée à refuser de vendre du gaz à un prix compétitif aux CCGT, afin d'empêcher l'émergence d'offres duales chez ses concurrents.

475. La Commission considère qu'une telle incitation est peu probable. En effet, pour Qu'un tel comportement soit profitable, il faudrait que la nouvelle entité ait une position très forte sur les marchés de la production d'électricité ou de la fourniture d'électricité. Or tel n'est pas le cas, EDF étant l'opérateur dominant sur ces marchés en France, même après la construction des CCGT évoquées (270).

476. Sur la base de ce qui précède, la Commission considère que l'opération notifiée est de nature à entraver de manière significative une concurrence effective, dans un avenir proche, sur les marchés de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité dans les zones Nord (gaz H et gaz L) et Est, en éliminant un concurrent potentiel qui sera un important moteur de la concurrence.

477. A 3 4 2 De par la combinaison de ses atouts majeurs, Suez est un des fournisseurs alternatifs les mieux placés pour animer la concurrence en France

478. Suez, qui n'est pas opérateur historique en France et qui n'est entré sur les marchés français de la fourniture de gaz qu'à compter de 2002, apparaît comme l'un des principaux concurrents alternatifs ayant joué un rôle actif dans la libéralisation des marchés du gaz en France via sa filiale Distrigaz. Ce rôle actif trouve sa source dans la conjonction de plusieurs atouts majeurs de Suez.

479. En premier lieu, Suez est l'opérateur historique dominant en Belgique, pays par lequel passe une partie des approvisionnements de gaz H et la totalité des approvisionnements de gaz L destinés à la France. De ce fait, Suez dispose d'un avantage important, par rapport à la plupart de ses concurrents, pour entrer et se développer en France. Ainsi Distrigaz souligne dans sa demande d'autorisation de fourniture de gaz en France formulée en 2004 (271): " étant donné que Distrigaz opère aujourd'hui surtout à partir de la Belgique et vu que Distrigaz est déjà active dans les zones Nord et Est, les points d'entrée Taisnières H et Taisnières B ont été d'abord utilisés pour pénétrer le marché français. [...]*

480. Les parties objectent que " E.ON-Ruhrgas est dans une situation encore plus favorable que Distrigaz puisqu'elle domine le marché allemand, plus important en volume que le marché belge et par lequel transite une partie également très importante des approvisionnements français " (272).

481. La Commission ne partage pas l'objection des parties pour les raisons suivantes.

482. Tout d'abord, E.ON-Ruhrgas (E.ON) n'a pour l'instant que peu de possibilité D'importer du gaz H d'Allemagne. En effet, pour la période 2005-2007, GDF a réservé plus de [90-100]* % des capacités du point de sortie allemand (Medelsheim) vers le point d'entrée français (Obergailbach), dont plus de [90-100]*% sur une base ferme (273). Ainsi, au total, les parties ont réalisé en 2005 près de [90-100]* % des importations de gaz H en provenance d'Allemagne (GDF : [90-100]*%, Distrigaz : [0-5]*%). Les possibilités d'importer du gaz par l'Allemagne sont d'autant plus réduites pour les concurrents de GDF que le point d'entrée d'Obergailbach est congestionné (274) (voir infra). Ainsi, malgré sa position en Allemagne, et alors qu'elle s'est implantée en France au même moment que Distrigaz (en 2002), E.ON a une part de marché qui ne dépasse pas 5% sur le marché de la fourniture de gaz aux gros clients industriels dans la zone Est, alors que la part de marché de Distrigaz y est supérieure à 30%. Dans les zones Nord et Sud, E.ON a des parts de marché encore plus faibles que dans la zone Est. En outre, E.ON ne fournit pas de gaz dans les zones Ouest et Sud-Ouest, contrairement à Distrigaz qui couvre tout le territoire.

483. Ensuite, E.ON a certes souscrit des capacités de transport au point d'entrée d'Obergailbach dans le cadre de l'extension des capacités de ce point. Toutefois, ces nouvelles capacités ne seront pas disponibles avant décembre 2008. En outre, ces capacités supplémentaires sont déjà toutes réservées sur le long terme (dans le cadre de réservations à préavis long) (275), et [80-90]* % à [90-100]* % des capacités fermes de long terme sont réservées par GDF à compter de [...]* jusqu'en [...]* (E.ON ayant réservé [10-20]* à [10-20]* % de ces capacités).

484. Enfin, en ce qui concerne le gaz L, il n'existe pas de possibilité d'en importer via l'Allemagne, le seul point d'importation se trouvant à Taisnières.

485. En deuxième lieu, Distrigaz dispose de ressources importantes et diversifiées en gaz qui constituent un atout important. Premièrement, ainsi que le souligne Distrigaz dans le document précité, elle " dispose dans son portefeuille d'achat d'importantes quantités de GNL et a à sa disposition des méthaniers de grande taille qui peuvent être aisément détournés vers les terminaux français ou autres. " Deuxièmement, elle dispose non seulement de multiples contrats d'approvisionnement à long terme avec des clauses de flexibilité, mais elle peut obtenir rapidement des quantités importantes de gaz sur le hub de Zeebrugge dont elle " est un des principaux acteurs. " Distrigaz souligne ainsi dans le même document qu'elle " s'est constitué un portefeuille d'approvisionnement flexible et diversifié qui représente un de ses atouts majeurs. "

486. Les parties objectent que le fait de disposer de ressources importantes et diversifiées est une caractéristique commune à l'ensemble des grands opérateurs gaziers européens, tels que ENI, E.ON ou Centrica. Elles soutiennent en outre que tous les opérateurs historiques se trouvent dans des conditions identiques d'accès aux terminaux méthaniers, avec un même degré de flexibilité.

487. La Commission ne partage que très partiellement l'objection des parties pour les raisons suivantes.

488. Tout d'abord, même si d'autres opérateurs gaziers européens peuvent également disposer de ressources gazières importantes et diversifiées, tel n'est pas le cas des nouveaux entrants sur les marchés de la fourniture de gaz, comme Altergaz, Poweo et EDF. Par ailleurs, le fait de disposer de telles ressources est un atout, mais qui ne peut jouer significativement que combiné à d'autres atouts. Ainsi la détention de cet atout par E.ON ou ENI ne leur a pas permis d'entrer de manière significative sur les marchés français de la fourniture de gaz, Centrica étant même jusqu'à présent absente de ces derniers.

489. Ensuite, en ce qui concerne l'accès au GNL, les parties n'ont pas été en mesure de fournir les capacités de regazéification réservées sur les terminaux méthaniers européens par les différents opérateurs (276). Toutefois, en l'état actuel de la configuration des réseaux de transport de gaz, le seul terminal méthanier étranger qui permette d'accéder aux marchés français est celui de Zeebrugge, en Belgique. Or Suez détient actuellement [90-100]* % des réservations de regazéification de ce terminal, et en détiendra [40-50]* % à partir de 2008, après l'extension des capacités du terminal, ExxonMobil ayant réservé les [40-50]* % restants. Dès lors, en tenant compte du fait que GDF détient la très grande majorité des réservations de capacités sur les terminaux français, il apparaît que Distrigaz dispose d'un avantage sur ses concurrents autres que GDF.

490. En troisième lieu, Distrigaz souligne qu'elle " dispose depuis plus de 30 ans d'une expérience importante dans le domaine de la fourniture et des achats de gaz naturel. Cette expertise lui a permis de devenir opérationnelle sur d'autres marchés de l'Europe de l'Ouest sans devoir réaliser de grands investissements supplémentaires en ressources humaines. " Si une telle expertise peut se retrouver chez d'autres opérateurs gaziers historiques, elle n'est en revanche pas possédée par les nouveaux entrants sur les marchés de la fourniture de gaz, tels que Altergaz, Poweo et EDF.

491. Les parties objectent par ailleurs que la possibilité de flux à rebours (" reverse flows ") au profit d'ENI ou de Gas Natural dans le cadre du transit de gaz en sortie à Oltingue (frontière Suisse) ou à Larrau (frontière espagnole) leur conférerait un avantage particulier sur le marché français.

492. La Commission ne partage pas l'objection des parties.

493. En effet, les possibilités de flux à rebours sont très limitées tant du côté d'Oltingue que du côté de Larrau. Ainsi les capacités à rebours d'Oltingue et de Larrau représentent respectivement 81 GWh/j et 40 GWh/j soit au total moins de 4,5% des capacités annuelles des points d'entrée en France. De surcroît les capacités à rebours de Larrau sont interruptibles, ce qui ne permet pas de les utiliser de manière régulière.

494. En troisième lieu, ainsi qu'indiqué supra dans le cadre de l'analyse des marchés de la fourniture de gaz aux clients résidentiels, Suez a des atouts spécifiques que les opérateurs gaziers historiques autres que GDF n'ont pas.

495. D'une part, Suez a déjà l'expérience de la fourniture d'énergie à des clients résidentiels (en particulier en Belgique), ce qui n'est pas le cas de l'autre opérateur historique du Sud Ouest de la France, à savoir Total. Ainsi, le fait que Total soit, comme le soulignent les parties (277), le troisième producteur de gaz dans le monde et le quatrième en Europe, ne semble pas lui avoir conféré un avantage concurrentiel significatif pour pénétrer les marchés de la fourniture de gaz aux clients résidentiels à l'étranger, tout particulièrement au Royaume-Uni où le marché est totalement ouvert depuis plusieurs années.

496. D'autre part, même s'il est vrai qu'EDF est un opérateur particulièrement bien placé pour pénétrer les marchés de la fourniture de gaz aux clients résidentiels du fait de sa base de clientèle dans la fourniture d'électricité, il peut être noté que Suez est déjà bien implanté en France au travers de la gestion de plusieurs services (secteurs des services énergétiques, de la gestion des déchets et de l'eau) qui le place au contact direct de plusieurs millions de clients résidentiels. En effet, sa filiale la Lyonnaise des Eaux distribue et facture l'eau potable à plus de 3,9 millions de clients français dans 5000 communes et possède un réseau de 120 agences de proximité sur l'ensemble du territoire. Ainsi Suez souligne, dans son document de référence de 2005, qu'elle compte développer ses activités dans l'énergie en France " à partir des positions acquises dans l'électricité et le gaz en s'appuyant sur les implantations historiques (.) dans les métiers de l'environnement et des services. " (278) Aucun autre opérateur gazier ne peut se prévaloir d'une telle implantation.

497. Le rôle majeur de Suez dans la libéralisation des marchés du gaz français a été souligné par la CRE : " le groupe Suez a joué un rôle majeur dans la libéralisation du marché français du gaz naturel. De 2002 à juillet 2004, Suez a développé une politique commerciale d'acquisition de clients industriels gros consommateurs de gaz. A l'ouverture du marché du gaz à l'ensemble des professionnels, le 1er juillet 2004, Suez a commencé à acquérir des clients de taille moindre. " (279)

498. Ainsi, Distrigaz peut affirmer dans sa demande d'autorisation de fourniture qu'elle " constitue déjà aujourd.hui, comme 3ème fournisseur, une alternative à l'opérateur historique. " et qu'elle " compte s'adresser à [...]* des clients [...]*. Elle se concentre dans un premier temps sur [...]* afin de lui permettre d'acquérir une masse critique indispensable à tout développement ultérieur. "

499. Distrigaz est le premier fournisseur alternatif face aux deux opérateurs historiques, GDF et Total. Grâce à la combinaison de ses atouts décrits supra, la Commission considère que Distrigaz est un des fournisseurs les mieux placés pour concurrencer GDF sur l'ensemble des marchés de la fourniture de gaz. A cet égard Distrigaz possède les atouts pour être (i) le mieux placé, avec Total, sur les marchés de la fourniture de gaz aux clients industriels et (ii) le mieux placé avec EDF pour entrer sur les marchés de la fourniture de gaz aux clients résidentiels.

A 3 4 3 D'importantes barrières à l'entrée renforcent les effets horizontaux

500. La fourniture de gaz nécessite de pouvoir accéder au gaz ainsi qu'aux infrastructures tels que le réseau de transport, les terminaux méthaniers et les sites de stockage. L'accès se fait par le biais de réservations de capacités. Ces réservations de capacités sont primordiales pour le jeu concurrentiel. Excepté sur la zone Sud-Ouest, toutes ces infrastructures sont possédées par GDF, soit directement (stockage et terminaux méthaniers) soit au travers de GRTgaz, filiale à 100%. Les accès prépondérants de GDF, et a fortiori de la nouvelle entité, au gaz et aux infrastructures de gaz naturel, constituent d'importantes barrières à l'entrée pour les concurrents qui souhaitent pénétrer les marchés situés en aval.

501. Ces barrières seront d'autant plus difficiles à lever qu'il apparaît que les entités au sein de GDF qui exploitent les infrastructures gazières ne présentent pas encore toutes les garanties d'indépendance exigées par la directive Gaz.

502. Enfin, l'évolution des tarifs réglementés en distribution publique de gaz de GDF ne reflète pas l'évolution de ses coûts d'approvisionnement, ce qui freine l'ouverture des marchés à la concurrence.

A 3 4 3 1 Accès au gaz

503. Comme déjà indiqué, l'approvisionnement en gaz de la France se fait pour près de 97% par le biais d'importations.

504. Selon les données communiquées par les parties, GDF a réalisé près de [80-90]* % des importations de gaz H et [90-100]* % des importations de gaz L en France en 2005. Suez a réalisé près de [0-5]* % des importations de gaz H et [0-5]* % des importations de gaz L (280).

505. GDF et Suez importent le gaz en France essentiellement par le biais de contrats à long terme (durée des contrats supérieure à 10 ans). En ce qui concerne GDF, [80-90]* % des volumes de gaz H importés et [90-100%]* des volumes de gaz L importés relevaient de contrats à long terme en 2005. En ce qui concerne Suez, [70-80]* % des volumes de gaz H importés et [90-100%]* des volumes de gaz L importés relevaient de contrats à long terme en 2005.

506. Au total, en 2005, GDF et Suez ont respectivement réalisé [90-100]* % et [0-5]* % des importations sous contrats à long terme en matière de gaz H. En matière de gaz L elles ont respectivement réalisé [90-100]* % et [0-5]* % des importations sous contrats à long terme.

507. Certes, GDF et Suez ne sont pas les seuls opérateurs gaziers ayant conclu des contrats d'achat de gaz à long terme. En particulier, les autres opérateurs historiques européens ont également accès à de tels contrats. En revanche, les autres opérateurs qui ambitionnent d'entrer sur les marchés du gaz ont plus difficilement accès à ces contrats (281). Ainsi, dans un tel contexte, la détention de contrats à long terme confère un réel avantage à la nouvelle entité par rapport aux opérateurs qui ne viennent d'entrer que récemment (tels que EDF, Poweo ou Altergaz), ou qui ambitionnent de le faire, sur les marchés de la fourniture de gaz.

508. La concentration notifiée renforcerait la position privilégiée de GDF en ce qui concerne l'accès au gaz. En effet, les parties auraient désormais accès à : - [90-100]* % du gaz H et à [90-100]* % du gaz L importés en France ; - [90-100]* % des contrats d'importation de long terme pour le gaz H et [90-100]*% des contrats d'importations de long terme pour le gaz L, ce qui permet à la nouvelle entité de réserver des capacités annuelles sur le long terme sur le réseau de transport et les terminaux méthaniers.

509. Par ailleurs, les points d'échange gaz (PEG), hubs de négoce mis en place dans chaque zone d'équilibrage depuis 2004, ne permettent pas aux nouveaux entrants d'acquérir des volumes de gaz suffisants pour se développer. En effet, ainsi que le souligne la CRE, le fonctionnement des PEG n'est " pas pleinement satisfaisant compte tenu des faibles volumes échangés et de l'absence de signal de prix qui en résulte. " (282)

510. Les parties soutiennent que la très forte position des parties en matière d'accès au gaz ne constitue pas une barrière à l'entrée (283). Ainsi la proportion de gaz importée par les parties ne serait que le reflet de leurs positions sur les marchés avals et, selon une étude commandée par les parties (284), " des fournisseurs autres que Suez et Gaz de France, dont notamment ENI, E.ON, Gazprom et Gas Natural pourraient fournir dès 2008 plus de 50% de la demande en période hivernale. " En outre, les parties soutiennent que la Commission se contredit en affirmant, d'une part, que Distrigaz s'est développée notamment grâce au PEG Nord et, d'autre part, que les PEG ne permettent pas le développement d'opérateurs alternatifs gaziers.

511. La Commission ne partage pas l'objection des parties pour les raisons suivantes.

512. En premier lieu, en ce qui concerne l'accès au gaz via les importations, les conclusions de l'étude précitée commandée par les parties ont été largement contredites par le marché et les régulateurs interrogés, ainsi que cela est détaillé supra dans la partie consacrée aux marchés de la fourniture de gaz en Belgique (Introduction de la section A.2.4).

513. En deuxième lieu, en ce qui concerne les PEG, l'objection des parties ne saurait tenir.

514. D'une part, l'objection des parties ne reflète pas la description faite par Distrigaz quant à son accès au gaz. En effet, Distrigaz précise, dans sa demande d'autorisation de fourniture, qu'elle s'est implantée en France grâce au point d'entrée de Taisnières, et qu'elle a ensuite complété son approvisionnement par les points d'entrée [...]* (285).

515. D'autre part, l'analyse de la CRE, citée supra, a été confirmée par l'immense majorité des concurrents qui estiment que les volumes de gaz échangés sur les PEG ne sont pas suffisants pour permettre le développement des fournisseurs alternatifs sur chaque zone d'équilibrage (286). Ainsi le fait que des opérateurs gaziers s'approvisionnent sur des PEG ne signifie pas que les PEG soient en eux-mêmes suffisants pour permettre le développement des nouveaux entrants. Il peut être noté à cet égard qu'EDF, bien que s'approvisionnant sur le PEG Nord, considère que les volumes vendus sur ce PEG ne sont pas suffisants (287).

A 3 4 3 2 Accès aux infrastructures

516. La fourniture de gaz nécessite de pouvoir accéder aux infrastructures tels que le réseau de transport, les terminaux méthaniers et les sites de stockage. L'accès se fait par le biais de réservations de capacités. Ces réservations de capacités sont primordiales pour le jeu concurrentiel. Excepté sur la zone Sud-Ouest, toutes ces infrastructures sont possédées par GDF, soit directement (stockage et terminaux méthaniers) soit au travers de GRTgaz, filiale à 100%. L'accès prépondérant de GDF, et a fortiori de la nouvelle entité, aux infrastructures de gaz naturel, constitue une barrière à l'entrée pour les concurrents qui voudraient pénétrer les marchés situés en aval.

1) L'accès au réseau de transport

517. En ce qui concerne le réseau de transport, dans la mesure où la quasi-totalité du gaz consommé en France est importée, il est essentiel de pouvoir réserver des capacités aux points d'entrée du gaz sur le territoire. Les capacités contractées pour l'utilisation des points d'entrée et de sortie peuvent être fermes ou interruptibles. Concernant les capacités fermes, le transporteur est en mesure d'en garantir l'utilisation à tout moment pendant toute la durée de la souscription, dans des conditions normales d'exploitation. Au contraire, concernant les capacités interruptibles, le transporteur n'est pas en mesure d'en garantir l'utilisation à tout moment pendant toute la durée de la souscription. Par ailleurs, les réservations de capacités peuvent se faire sur une base

518. Pour le réseau de transport de GRTgaz, il existe deux catégories de réservations annuelles : les réservations à préavis court et les réservations à préavis long. Celles à préavis court nécessitent un préavis inférieur strictement à 6 mois et supérieur à 1 mois, et ne peuvent porter que sur une seule année (288). Celles à préavis long nécessitent un préavis supérieur ou égal à 6 mois et peuvent porter sur plusieurs années (289). Les réservations annuelles de capacité à préavis long ne concernent que (i) les capacités d'entrée sur le réseau, (ii) les liaisons entre zones d'équilibrage et (iii) les sorties vers un réseau de transport adjacent.

a) Accès largement prépondérant de la nouvelle entité aux points d'entrée du réseau de transport

519. Sur le réseau GRTgaz, trois points d'entrée sont reliés par gazoduc : au Nord se trouvent les points d'entrée de Taisnières (gaz H et gaz L) et de Dunkerque et à l'est le point d'entrée d'Obergailbach. Le point d'entrée de Dunkerque est directement relié à la Norvège, alors que celui de Taisnières est relié à la Belgique. Le point d'entrée d'Obergailbach est, quant à lui, relié à l'Allemagne. Le gazoduc conduisant à ce point d'entrée est, du côté allemand, détenu par une société (MEGAL GmbH) qui est contrôlée conjointement par GDF et E.ON (290).

520. Sur le réseau TIGF, il existe deux points d'entrée sur le territoire français (Larrau et Biriatou) mais qui ont des capacités d'entrée faibles. Larrau est essentiellement un point de sortie vers l'Espagne, utilisé [...]* par GDF pour faire transiter du gaz vers ce pays. La capacité d'entrée annuelle de ce point vers la France est de 40 GWh/j et n'est disponible que sous forme interruptible. Biriatou a une capacité d'entrée annuelle ferme très faible, n'excédant pas 5GWh/j, et n'a pas de capacité annuelle interruptible. Au total, les capacités d'entrée annuelles sur le territoire national de la zone TIGF ne représentent que 1,5% des capacités annuelles totales d'entrée sur le territoire français.

521. Il est donc indispensable de pouvoir accéder aux capacités d'entrée du réseau GRTgaz pour fournir du gaz en France. L'état des réservations de capacités aux points d'entrée du réseau GRTgaz est présenté dans le tableau ci-après :

522. L'opération notifiée conduit à une relative faible addition de capacités de réservation, cette addition de capacités ne concernant pas, en outre, des capacités de long terme. Cela ne saurait toutefois occulter le fait qu'en 2006 GDF et Suez disposent ensemble de [70-80]* % de la totalité des capacités annuelles fermes. L'accès de la nouvelle entité aux points d'entrée du réseau de transport sera d'autant plus prépondérant qu'elle contrôlera la quasi totalité des capacités d'acheminement du gaz en Belgique et en Allemagne vers la France. En effet, d'une part, ainsi que déjà indiqué dans l'analyse supra consacrée à la Belgique, GDF et Suez ont un accès prépondérant aux points de sortie de gaz H et L de la Belgique (Blaregnies) vers la France (Taisnières). Ainsi le fait que des capacités soient disponibles au point de Taisnières ne signifie pas forcément qu'elles puissent être en pratique réservées par les concurrents de GDF et Suez dès lors qu'ils n'ont pas d'accès aux capacités du côté belge. D'autre part, GDF, qui exerce un contrôle conjoint sur le gazoduc allemand MEGAL, qui est relié au point d'entrée d'Obergailbach, a réservé, pour 2006 et 2007, [90-100]* % des capacités fermes et [90-100]* % des capacités interruptibles du point de sortie Medelsheim vers Obergailbach. (291)

523. GDF a également un accès largement prépondérant aux capacités des points d'entrée de Fos et Montoir qui sont reliés aux terminaux méthaniers. L'accès prépondérant de GDF à ces points d'entrée est étroitement lié à son accès prépondérant aux capacités des terminaux méthaniers comme cela est analysé infra.

524. Par ailleurs, l'accès prépondérant de la nouvelle entité aux points d'entrée par gazoduc est d'autant plus notable que les points d'entrée de Dunkerque et d'Obergailbach sont sujets à congestion selon GRTgaz lui-même (292). Ainsi la totalité des capacités de ces deux points d'entrée est réservée en 2006.

525. Les parties contestent l'essentiel de l'analyse ci-dessus (293) en soutenant que :

i. le réseau de GRTgaz n'est globalement pas congestionné et que par conséquent l'accès prépondérant de la nouvelle entité au réseau de transport ne saurait constituer une barrière à l'entrée ;

ii. une analyse non biaisée doit partir de la situation à laquelle est confronté le nouvel entrant, c'est-à-dire non pas la situation passée (2006) mais la situation future. Ainsi, si l'on considère l'année 2007 et les suivantes, il reste des capacités disponibles sur chacun des points d'entrée, ce qui prouverait l'absence de barrières à l'entrée.

526. La Commission ne partage pas les objections des parties pour les raisons suivantes.

527. En premier lieu, dire qu'un réseau n'est pas globalement congestionné signifie qu'il existe une substituabilité entre les différents points d'entrée pour l'ensemble des concurrents. Une telle situation peut être concevable dans une certaine mesure pour GDF, qui a un accès très nettement prépondérant à tous les points d'entrée. En effet, GDF explique dans une de ses réponses à la Commission que ses réservations de capacités de transport " ne sont pas réalisées pour un acheminement identifié d'un point d'entrée à une zone de consommation. Elles correspondent en réalité à une analyse globale des besoins de transport pour assurer dans de bonnes conditions l'équilibrage du bilan gazier tout au long de l'année, dans les scénarios de ressources et d'emplois retenus par Gaz de France, qui incluent notamment les scénarios résultant des Obligations de Service Public. " (294) En revanche, tel n'est pas le cas des concurrents de GDF. D'ailleurs, le fait que GRTgaz ait programmé une extension des capacités d'Obergailbach montre bien que les autres points d'entrée ne suffisent pas à compenser cette congestion. Dès lors, le concept de réseau " non globalement congestionné " utilisé par les parties n'est pas pertinent.

528. En deuxième lieu, contrairement à ce que soutiennent les parties, une analyse des réservations de capacité pour l'année 2006 est pertinente puisqu'elle reflète bien les barrières qui existaient déjà. En outre, il s'avère que l'affirmation des parties selon laquelle il reste des capacités annuelles disponibles pour 2007 et les années suivantes est inexacte ou biaisée.

529. D'une part, les capacités annuelles fermes à long terme (réservées via un préavis long) sont quasiment entièrement réservées, jusqu'à au moins 2010 : 100% sur Dunkerque (dont GDF : [90-100%]* %), 100% sur Obergailbach (dont GDF : [90- 100%]* % jusqu'à fin [...]* et [80-90]* % à partir de [...]*), 100% sur Tainières pour le gaz L (dont GDF : [90-100]* %), 92-100% sur Montoir (dont GDF : [90-100]* %), 100% sur Fos (dont GDF : [90-100]* %). Seul le point d'entrée de Taisnières pour le gaz H n'est réservé qu'à 44-57%(dont GDF : [40-60]* %). L'impossibilité pour les autres concurrents d'accéder à des réservations de long terme (bloquées par GDF), constitue donc bien une barrière à l'entrée des marchés de la fourniture de gaz.

530. D'autre part, en ce qui concerne les réservations annuelles à préavis court, il était normal qu'à la date de rédaction de la Réponse des parties, elles soient en grande partie disponibles pour 2007 et 2008. En effet, les règles de réservations à préavis court n'autorisent une réservation que pour une seule année et avec un préavis inférieur à 6 mois. Ainsi dans une réponse à la Commission (295), Distrigaz, qui n'avait pas encore effectué de réservations annuelles à préavis court, a expliqué qu'elle " effectue des demandes à préavis court qui doivent conformément aux règles d'allocations appliquées par GRTgaz, intervenir moins de 6 mois à l'avance. Cela explique que les réservations de Distrigaz interviennent durant la deuxième moitié de l'année précédant l'année de réservation. " Les parties n'ont pas été en mesure de fournir pour chaque concurrent un état actualisé au mois de septembre 2006 des réservations annuelles à préavis court. Toutefois, l'état global des réservations annuelles à préavis court disponible en septembre 2006 sur le site internet de GRTgaz fait apparaître qu'elles sont toutes réservées jusqu'en septembre 2007 sur l'ensemble des points d'entrée, excepté Taisnières.

b) Accès largement prépondérant de la nouvelle entité aux liaisons interzones, le reste des liaisons étant essentiellement réservé par l'autre opérateur historique (Total)

531. Du fait de la localisation des points d'entrée du gaz, le flux dominant du gaz va du Nord vers le Sud. Ainsi il est primordial de pouvoir réserver des capacités sur les liaisons suivantes : Nord vers Est, Est vers Sud, Nord vers Ouest, Ouest vers Sud, Sud vers Sud-Ouest, du réseau GRTgaz vers TIGF (points de sortie Hérault et Dordogne). Le tableau ci-après présente l'état des réservations des capacités annuelles sur ces liaisons :

532. Il ressort clairement de ces données que GDF a un accès largement prépondérant sur cinq de ces liaisons et que Total, l'autre opérateur historique, réserve la quasi-totalité des liaisons restantes. Seule la liaison Ouest vers Sud a des capacités encore disponibles. Toutefois, accéder à cette liaison suppose pour un expéditeur de gaz de pouvoir au préalable disposer du gaz dans cette zone : (i) soit par le terminal méthanier de Montoir, (ii) soit en provenance du Nord, (iii) soit par achat sur le PEG Ouest. Or il est difficile pour un nouvel entrant de se procurer du gaz par ces différents points : premièrement, ainsi qu'expliqué infra, l'utilisation d'un terminal méthanier est peu adaptée pour un nouvel entrant ; deuxièmement, il reste très peu de capacités annuelles disponibles sur la liaison Nord vers Ouest (environ 3%) ; troisièmement, ainsi qu'analysé supra, l'activité des PEG, et notamment le PEG Ouest où la quasi-totalité des volumes sont échangés entre GDF et [...]*, n'offre pas des volumes de gaz suffisants pour permettre aux nouveaux entrants de se développer.

533. Au total, les nouveaux entrants ne peuvent accéder que marginalement aux capacités des liaisons interzones.

534. Les parties contestent l'analyse de la Commission en soutenant, comme elles l'ont fait pour les réservations, que l'analyse ne doit pas porter sur l'année 2006 et que des capacités annuelles sont largement disponibles sur 2007.

535. La Commission ne partage pas les objections des parties. En effet, au mois de septembre 2006, l'état des réservations pour l'année 2007, tant à préavis long qu'à préavis court (296), infirme l'objection des parties et confirme la structure du tableau présenté par la Commission pour l'année 2006.

Les dispositifs correctifs ont des effets limités

Les capacités restituables

536. GRTgaz a mis en place en 2005 un système de capacités restituables, sur les points d'entrée, les liaisons inter-zones GRTgaz et les deux liaisons du réseau GRTgaz vers le réseau TIGF. Sur ces points ou liaisons, 15% de la capacité de la part de capacité ferme annuelle allouée à un expéditeur qui excède 20% de la capacité ferme annuelle totale est convertie en capacité restituable. Cette dernière est restituée à la demande de GRTgaz, mois par mois, partiellement ou totalement, uniquement s'il ne reste plus ou pas assez de capacité ferme disponible. GRTgaz restitue dans ce cas la capacité au bénéfice d'un expéditeur effectuant une réservation de capacité annuelle à préavis court.

537. L'examen des nominations de capacités réalisées par GDF au cours de 2005 et du premier semestre 2006, donc après application du dispositif des capacités restituables, montre que GDF a un accès très prépondérant aux capacités d'entrée du réseau de transport. Les nominations réalisées par GDF représentent entre [80-90]*% et [90- 100]*% de l'ensemble des nominations, ce qui laisse penser que le dispositif des capacités restituables ne remet pas en cause l'accès très prépondérant de GDF au réseau de transport.

538. Par ailleurs, la CRE pointe certaines limites du système actuel des capacités restituables en observant qu'" il y a eu, d'avril 2005 à avril 2006, 12 demandes de capacités non satisfaites sur le réseau de GRTgaz, concernant de faibles quantités. Bien que ces demandes n'aient pas entraîné de demandes de règlements de différends, elles mettent à jour les limites du système de capacités restituables. Près de la moitié des demandes non satisfaites, faute de capacités disponibles, concernait des souscriptions annuelles de capacité ferme, toutes les capacités restituables ayant été rendues. L'autre moitié concernait des souscriptions mensuelles de capacité ferme, pour lesquelles le système de capacités restituables ne s'applique pas. " (297)

539. Les parties estiment que l'examen des nominations ne peut être un bon indicateur pour analyser l'impact du dispositif des capacités restituables, puisqu'il ne prendrait pas en compte le fait de savoir si une demande pour l'octroi de capacités au titre de ces mécanismes a bien été formulée ou non. Ainsi les parties estiment que constater que GDF a réalisé l'essentiel des nominations en 2005 et au premier semestre 2006 " revient uniquement à observer que la demande globale des réservations annuelles des entrants a été insuffisante pour que le mécanisme soit mis en œuvre. " Elles soulignent par ailleurs que le dispositif permet aux concurrents de GDF de détenir ensemble jusqu'à 20% des capacités annuelles fermes d'un point.

540. La Commission ne conteste pas que le dispositif des capacités restituables puisse en théorie permettre à des opérateurs autres que GDF de réserver jusqu'à 20% de la capacité annuelle ferme d'un point d'entrée. Toutefois, tout d'abord, cela signifie que GDF peut en théorie, même avec ce dispositif, réserver au final jusqu'à 80% des capacités d'un point d'entrée. Ensuite, il apparaît que le dispositif a été loin d'être utilisé pleinement sur les points congestionnés (Dunkerque et Obergailbach), les réservations de capacités restituables y étant même quasi nulles entre janvier 2006 et septembre 2006. Ainsi, selon l'historique des réservations de capacités publié par GRTgaz sur son site internet en septembre 2006, les capacités restituables souscrites entre janvier 2005 et septembre 2006 ont représenté en moyenne moins de 1% et de 3% de la capacité totale ferme annuelle commercialisable respectivement sur Dunkerque et Obergailbach. Enfin, le dispositif des capacités restituables ne peut être utilisé pour attribuer des capacités annuelles de long terme (à préavis long) aux demandeurs.

541. En conséquence, sur la base de ce qui précède, la Commission considère que, sans nier l'utilité du dispositif des capacités restituables, ce dernier n'a eu qu'un effet limité, du fait notamment de sa sous-utilisation.

Le système UIOLI

542. Depuis décembre 2005, GRTgaz a mis en place un système de " Use it or Lose it " (UIOLI). Un tel mécanisme vise à éviter qu'un expéditeur ne bloque des capacités réservées qu'il n'utilise pas. Les règles d'allocation de capacités et de souscription des capacités de transport (RAS) de GRTgaz prévoient deux dispositifs : d'une part, un UIOLI de court terme (point 6.1 des RAS) et, d'autre part, un mécanisme visant à éviter une sous-utilisation par un expéditeur de capacités sur une infrastructure saturée (point 6.2 des RAS) (298).

543. Selon le mécanisme d'UIOLI de court terme, dans le cas où il n'y a plus de capacité quotidienne ferme disponible et hors période de restriction de capacité, les capacités réservées par un expéditeur pour des souscriptions annuelles et mensuelles et non nominées la veille peuvent être allouées par GRTgaz à d'autres expéditeurs présents en ce point et ayant fait la demande de capacités UIOLI. Ce mécanisme s'applique sur tous les points d'entrée et de sortie du réseau, mais pas aux capacités de liaison entre zones d'équilibrage.

544. Ainsi que l'indique GRTgaz (299), ce système est encore dans une phase d'expérimentation. Il peut toutefois être noté qu'entre décembre 2005 et juin 2006, la quasi-totalité des demandes de capacité d'UIOLI n'a concerné qu'un seul des deux points congestionnés, Obergailbach, et que près de [20-30]*% des demandes n'ont pu être satisfaites sur l'ensemble de la période, ce taux d'insatisfaction de la demande atteignant [30-40]* % en mars 2006. Par ailleurs, ce système ne répond qu'à un besoin de capacité à court terme (capacité quotidienne) ce qui ne permet pas de répondre aux besoins de développement de clientèle des nouveaux entrants.

545. L'autre mécanisme (point 6.2 des RAS) vise à éviter une sous-utilisation de capacités par un expéditeur sur une infrastructure saturée. Selon GRTgaz ce mécanisme " veut répondre à un besoin de capacité de long terme afin de permettre le développement d'une clientèle et des ventes de gaz. à long terme. " (300)

546. Le point 6.2 des RAS indique que " s'il est constaté :

- une sous-utilisation par un expéditeur de capacités sur une infrastructure saturée,

- assortie d'un refus de vente par l'expéditeur concerné sur le marché secondaire à un prix supérieur ou égal au prix régulé,

- avec l'impossibilité de justifier de sa bonne foi, avec un besoin potentiel aléatoire justifiant la nécessité de garder à disposition cette capacité, la réitération de ce comportement entraînera la perte temporaire, voire définitive, des capacités réservées, selon des modalités à définir. "

547. GRTgaz a indiqué à la Commission que GDF avait à certaines périodes de l'année sous-utilisé ses capacités à Dunkerque, Obergailbach et Oltingue (point de sortie vers la Suisse) qui sont des points sujets à congestion.

548. GRtgaz a indiqué à la Commission avoir " déjà signalé aux expéditeurs qui lui semblaient effectuer des réservations non suffisamment confirmées par des réalisations, qu'ils se devaient d'améliorer leurs prévisions ou d'utiliser le marché secondaire de revente de capacités. Cette démarche a été suivie d'effet et GRTgaz n'a pas jugé nécessaire d'aller plus loin de manière spécifique. "

549. En outre, selon GRTgaz, une sous utilisation des capacités n'a pas forcément un caractère anormal. Selon GRTgaz, (i) la consommation de gaz est fortement saisonnalisée, (ii) les expéditeurs doivent, au titre des obligations de service public, prendre en compte l'aléa climatique qui les oblige de prévoir dans leurs réservations de capacités des conditions climatiques exceptionnelles, et (iii) les contrats d'achat de gaz à long terme incluent une modulation annuelle qui entraîne des réservations de capacités à hauteur du maximum de livraison prévu.

550. Sur la base de ces considérations, GRTgaz estime qu'il ne peut exister " de seuil chiffré de sous-utilisation qui, une fois franchi, indique une sous-utilisation anormale par un expéditeur donné de ses capacités et justifiant l'intervention de GRTgaz. La méthode employée par GRTgaz est donc fondée (i) sur la constatation de la relative récurrence de phénomènes de sous-utilisation et (ii) sur la recherche des causes d'un tel phénomène. "

551. Pour ces raisons, GRTgaz indique que le point 6.2 des RAS n'a pas eu à s'appliquer dans la mesure où, de surcroît, la combinaison des mécanismes d'UIOLI de court terme et des capacités restituables a fonctionné de manière satisfaisante.

552. Ces éléments appellent les deux observations suivantes de la Commission.

553. Premièrement, la Commission n'a pas été en mesure de prendre connaissance des mises en garde de GRTgaz à l'égard de GDF. En effet, selon GRTgaz elles " ont été formulées oralement comme cela se passe dans le fonctionnement normal dans la relation professionnelle avec les expéditeurs. Elles n'ont pas donné lieu à enregistrement. " (301)

554. Deuxièmement, il ressort des explications de GRTgaz qu'il est particulièrement difficile de déceler une sous-utilisation anormale de capacités, dès lors que la prise en compte de critères qualitatifs - par ailleurs non précisés dans les RAS - est essentielle pour apprécier la normalité ou l'anormalité de la sous utilisation de capacités réservées.

555. A cet égard la CRE estime qu'un expéditeur peut bloquer des capacités de stockage en ne les utilisant pas et que l'efficacité de mécanismes d'UIOLI de long terme reste incertaine " car il est difficile de s'assurer de la disponibilité à moyen et long terme d'une capacité détenue par un expéditeur, sur la base de son utilisation passée. " (302)

556. Sur la base de ce qui précède, la Commission considère que, sans nier l'utilité d'un dispositif UIOLI, ce dernier présente des limites dans son utilisation.

d) Les travaux d'extension de capacités programmés ne permettront qu'un développement limité des nouveaux entrants sur le court-moyen terme

557. Il peut être noté que GRTgaz a programmé des travaux d'extension des capacités de son réseau, principalement au point d'entrée d'Obergailbach et sur l'artère de Guyenne. Toutefois, l'augmentation de ces capacités ne permettra qu'un développement limité de la concurrence sur le court-moyen terme.

558. En ce qui concerne Obergailbach, GRTgaz a lancé en 2005, avant le démarrage des travaux, une procédure d'appel à candidatures destinée à identifier les expéditeurs souhaitant s'engager à réserver des capacités sur une période de 10 ans.

559. Seules GDF, E.On Ruhrgas et ENOI se sont vues attribuer des parts, GDF et E.On Ruhrgas en ayant obtenu respectivement [60-70]* % et [30-40]* % pour la période 2008-2018. A cet égard, la CRE observe dans son dernier rapport d'activité que " à l'exception d'ENOI, les autres candidats se sont désistés faute d'avoir pu contracter des capacités sur le réseau amont, en Allemagne. " (303) Par ailleurs, les nouvelles capacités ne seront pas disponibles avant fin 2008.

560. En ce qui concerne l'artère de Guyenne, les travaux programmés consistent, en coordination avec TIGF, en une augmentation des capacités de la liaison TIGF vers GRTgaz. Cette extension de capacités vise, à l'issue de la phase initiale (fin 2008), à pouvoir acheminer le gaz des terminaux de Fos vers le Nord. Les phases ultérieures viseront à augmenter les capacités de l'artère en vue de pouvoir acheminer du gaz de l'Espagne vers la France.

561. Toutefois, à l'issue des travaux de la phase initiale (fin 2008), les concurrents de GDF autres que Total pourront difficilement accéder aux nouvelles capacités de l'artère de Guyenne. En effet, GDF a réservé l'essentiel des capacités des terminaux de Fos sur le long terme (voir infra). L'autre principal opérateur ayant réservé des capacités de long terme est Total. Par ailleurs, ainsi que déjà souligné supra, l'utilisation des terminaux méthaniers n'est pas adaptée pour les nouveaux entrants.

562. Les autres phases des travaux augmenteront encore les capacités de l'artère, afin à terme de pouvoir notamment acheminer du gaz depuis l'Espagne. Toutefois, l'acheminement du gaz depuis l'Espagne nécessite des travaux coordonnés entre TIGF et l'opérateur de transport espagnol, qui ne sont pour l'instant qu'à l'état d'étude (304).

563. Les parties affirment cependant que la CRE ne partage pas l'analyse de la Commission quant à l'impact des investissements programmés. A l'appui de leur affirmation elles citent trois délibérations de la CRE accordant à GRTgaz et TIGF, au moins partiellement, un taux de rémunération majoré de 3% (soit 12% contre un taux normal de 9%) qui est réservé à certaines catégories d'investissements qui sont de nature à contribuer significativement à l'amélioration du marché. (305)

564. La Commission ne partage pas l'objection des parties et considère, au contraire, que les délibérations de la CRE précitées confirment pour l'essentiel son analyse.

565. La CRE a prévu que " pour certains investissements, limités en nombre, qui sont de nature à contribuer significativement à l'amélioration du fonctionnement du marché, création de nouveaux points d'entrée sur le réseau national (interconnexions) ou décongestion du réseau (réduction du nombre de zones d'équilibrage), le taux de rémunération soit porté à 12% réel avant impôt pendant une période limitée de 5 à 10 ans. " (306) Ainsi la CRE a rendu trois délibérations (307) relatives à l'attribution d'un taux de rémunération majoré pour les projets (i) de raccordement du terminal méthanier Fos Cavaou, (ii) de renforcement de l'artère de Guyenne, et (iii) de la nouvelle station de compression à Cuvilly. La CRE a estimé que les deux premiers projets, qui représentent en valeur près de 90% de l'ensemble des 3 projets d'investissement, bénéficieront principalement à GDF et Total.

566. En ce qui concerne le projet de raccordement du terminal de Fos Cavaou, la CRE n'a accordé un taux de rémunération majoré que pour une partie réduite du projet. En effet, la CRE note que " seules 10 % des capacités de ce terminal seront ouvertes à des nouveaux entrants, et seulement pour des réservations de court terme. Dans ces conditions, les capacités créées par ce raccordement au point d'entrée Fos bénéficieront principalement à Gaz de France et Total, qui détiennent 90 % des capacités d'utilisation du terminal de Fos Cavaou. L'augmentation des charges de capital due à l'éventuelle application d'un taux de rémunération majoré sur la totalité du projet serait, donc, supportée par l'ensemble des acteurs du marché à travers le tarif d'utilisation des réseaux de transport, sans que ceux-ci ne bénéficient des capacités créées. La CRE considère, donc, que le seul raccordement du terminal de Fos Cavaou ne contribuera pas significativement à l'amélioration du fonctionnement du marché. "

567. En outre, il convient de noter que la CRE a accordé un taux majoré de rémunération en constatant que " GRTgaz a dimensionné ce raccordement de manière à faire face à une augmentation probable de capacité du terminal méthanier de Fos Cavaou et à la mise en service éventuelle d'un troisième terminal méthanier " Or, à la date de la présente décision, il n'existe aucune certitude quant à l'augmentation de la capacité du terminal de Fos Cavaou et à la mise en service d'un troisième terminal méthanier.

568. En ce qui concerne le projet de renforcement de l'artère de Guyenne, la CRE n'a accordé un taux de rémunération majoré que pour une partie réduite du projet. En effet, la CRE note que ce projet ne bénéficiera pour l'essentiel qu'à GDF et Total : " seules 10 % des capacités du terminal de Fos Cavaou seront ouvertes à des nouveaux entrants, et seulement pour des réservations de court terme. Dans ces conditions, une grande partie des capacités créées par la phase initiale du développement de l'artère de Guyenne bénéficiera principalement à Gaz de France et Total, qui détiennent 90 % des capacités d'utilisation du terminal de Fos Cavaou. L'augmentation des charges de capital due à l'éventuelle application d'un taux de rémunération majoré sur la totalité du projet serait, donc, supportée par l'ensemble des acteurs du marché à travers le tarif d'utilisation des réseaux de transport, sans que ceux-ci ne bénéficient des capacités créées. La CRE considère, donc, que la partie de ce projet correspondant strictement au besoin d'évacuation du gaz provenant du terminal de Fos Cavaou ne contribuera pas significativement à l'amélioration du fonctionnement du marché. ".

569. En outre, la partie des infrastructures pour laquelle la CRE a accordé un taux majoré ne pourra pas être utilisée lors de la phase initiale qui débute fin 2008.

2) L'accès aux terminaux méthaniers

570. L'accès aux terminaux méthaniers constitue une barrière à l'entrée sur les marchés de la fourniture de gaz pour deux raisons.

571. Premièrement, ainsi que le souligne la CRE dans son dernier rapport d'activité le recours aux terminaux méthaniers n'est pas adapté pour les nouveaux entrants, dont les soutirages mensuels sont nettement inférieurs au volume d'une cargaison spot (308). De nombreux concurrents interrogés ont confirmé ce point (309).

572. Deuxièmement, GDF a un accès prépondérant aux terminaux méthaniers, puisqu'elle a réservé, jusqu'à la mise en service du nouveau terminal de Fos Cavaou fin 2007, [90-100%]* des capacités du terminal de Fos Tonkin et près de [80-90%]* des capacités de celui de Montoir. A compter de 2008, GDF a d'ores et déjà réservé [60- 70%]* de l'ensemble des capacités des trois terminaux sur le long terme. Parmi les fournisseurs alternatifs, seul Total a réservé près de [20-30]* % des capacités du futur terminal de Fos Cavaou.

573. Les parties soutiennent cependant que trois autres acteurs que GDF ont réservé récemment des capacités sur le terminal de Montoir et que les terminaux méthaniers ne sont pas inadaptés aux nouveaux entrants, ceux-ci pouvant notamment écouler une partie de leur cargaison sur le point d'échange GNL ou sur le PEG, voire s'associer à plusieurs pour affréter un navire.

574. La Commission estime que les objections des parties ne sont pas de nature à remettre en cause son analyse.

575. D'une part, les objections des parties ne remettent pas en cause l'accès très prépondérant de GDF aux terminaux méthaniers. D'autre part, il ressort des données fournies par les parties que GDF a été, jusqu'à présent, quasiment le seul à utiliser les terminaux méthaniers (310).

3) L'accès au stockage

a) L'accès largement prépondérant de la nouvelle entité au stockage

576. GDF a réservé pour l'année 2006-2007 près de [80-90]* % des capacités commercialisées par les groupements de stockage des zones GRTgaz. Quatorze autres fournisseurs se partagent les capacités restantes. Sur certains groupements de stockage (Ile de France Sud, Lorraine, Picardie) GDF a réservé plus de [90-100]* % de la capacité commercialisée, le plus faible taux de réservation de GDF étant de [70- 80]*% sur les groupements Centre et Ile de France Nord.

577. Les capacités réservées par Distrigaz représentent [0-5]*% des capacités commercialisées par les groupements de stockage, l'essentiel de ses réservations étant réalisé sur le groupement Salins Sud avec [0-5]* % des capacités de ce groupement.

578. Il convient de noter que la nouvelle entité aura un accès largement prépondérant ([80- 90]* %) au groupement Salins Sud avec près de [80-90]* % des capacités réservées (GDF : [80-90]* % ; Suez : [0-5]* %). Or ce groupement est stratégique : le seul en France à être en cavités salines, Salins Sud permet de par ses caractéristiques techniques d'assurer l'alimentation des clients en période de pointe de froid.

579. En ce qui concerne la zone TIGF, GDF et Suez ont souscrit respectivement, selon les estimations des parties, [40-50]* % et [0-5]* % des capacités de stockage pour l'année de stockage 2006-2007.

580. Les parties objectent cependant que l'accès prépondérant de GDF aux capacités de stockage reflète strictement sa part de marché auprès des clients finals.

581. La Commission observe cependant que l'attribution des capacités de stockage à GDF s'est faite, d'une part, en intégrant au moins une partie de sa clientèle à l'étranger311, et, d'autre part, en ne calculant pas, contrairement aux règles en vigueur, ses droits pour chaque zone d'équilibrage, ainsi que cela est précisé infra.

b) L'allocation des capacités de stockage à GDF est opaque, dans le cadre des règles provisoires d'allocation.

582. Selon les règles provisoires d'accès au stockage mises en place par la DGI, il est possible de réserver, dans certaines limites, des capacités de stockage dans une autre zone d'équilibrage que celle où sont situés les clients desservis (312). Le fournisseur qui demande une réservation de capacité doit indiquer par zone d'équilibrage: (i) la capacité de stockage et le débit de soutirage nominal qu'il souhaite réserver, ces valeurs ne pouvant être supérieures aux droits à stockage ouverts sur la zone (calculés sur la base de sa clientèle desservie par le fournisseur sur la zone en question), ni pour la capacité de stockage, ni pour le débit de soutirage, (ii) les groupements sur lesquels ils souhaite réserver, dans le respect de maximums relatifs établis. La DGI a donc déterminé une matrice des possibilités de réservation sur chaque groupement en fonction de la zone d équilibrage où sont situés les clients desservis.

583. Une fois la demande exprimée par l'expéditeur, la DGI effectue des contrôles de cohérence afin de s'assurer que les capacités demandées respectent les règles énoncées ci-dessus.

584. La Commission observe que la DGI n'a pas réalisé ces contrôles de cohérence pour [...]* et GDF. Selon la DGI, les contrats de stockages de GDF et [...]* permettent " en l'absence d'une modélisation fine des besoins des clients domestiques et de décret relatif aux allocations de capacité, de convenir d'une répartition des capacités de stockage relatives aux besoins de stockage répondant globalement à leurs portefeuilles de clients existants. " (313)

585. La DGI explique en outre que " les droits à stockage de Gaz de France Négoce sont issus principalement des droits relatifs aux clients domestiques dont il est le seul fournisseur possible jusqu'au 1er juillet 2007. (.) Les outils nécessaires au calcul fin des droits à stockage pour les clients domestiques sont en cours de développement par les gestionnaires de réseau. Ainsi, en l'absence de tels outils, les droits à capacité de stockage de Gaz de France Négoce ont-ils été calculés à partir des droits de stockage globaux desquels ont été déduits ceux relatifs aux clients alimentés par les autres fournisseurs, ce qui a permis de satisfaire la totalité des demandes de ces fournisseurs. " (314)

586. Une telle méthode d'attribution des capacités de stockage à GDF, qui consiste à lui attribuer le solde des capacités après avoir servi les autres demandeurs, ne permet pas de s'assurer que des capacités excédentaires ont été indûment attribuées à GDF sur certains groupements de stockage.

587. La détention par GDF de capacités de stockage allant au-delà des besoins de sa clientèle française est attestée par sa réponse à la question de savoir si elle utilise des sites de stockage français pour alimenter des clients dans d'autres pays : " Gaz de France utilise les capacités de stockages dont il dispose en France au-delà de celles nécessaires à l'alimentation de ses clients en France pour alimenter des fournisseurs [...]*, et leur fournir des prestations de stockage. Le volume utile de stockage concerné est d'environ 2TWh au total. Gaz de France utilise principalement pour ce faire les capacités de stockage du groupement Salins Sud. Gaz de France peut également utiliser ponctuellement ses capacités de stockage en France pour assurer des compléments d'alimentation de son portefeuille de clients dans d'autres pays voisins (Belgique, Pays-Bas, Allemagne, Italie). Dans la mesure où il s'agit d'une gestion globale d'un portefeuille de capacités et d'un portefeuille de client, il n'est pas possible de déterminer quels clients, quels volumes ou quels groupements sont concernés. " (315)

588. Pour sa part, la CRE estime que le système actuel d'accès des tiers aux infrastructures de stockage présente des aspects discriminatoires, dans la mesure où " les utilisateurs de stockage ne sont pas traités de la même façon. L'accès aux surplus de capacités disponibles par rapport aux stricts besoins des consommateurs finals, tel que régi par la loi du 9 août 2004, n'a pas fait l'objet de règles publiées par les opérateurs de stockage. Il est possible que les capacités non affectées soient restées aux mains de l'opérateur historique. " (316) .

589. Le décret n° 2006-1034 du 21 août 2006 précise désormais les règles d'accès au stockage, qui doivent cependant être encore complétées par un arrêté non encore paru. Les capacités seront attribuées selon un ordre de priorité, les clients basés à l'étranger relevant du dernier ordre de priorité. Selon ce décret, le ministre chargé de l'énergie accordera les droits de stockage par zone pour chaque demandeur. Les capacités sont attribuées par les opérateurs de stockage selon des règles qu'ils doivent encore établir.

590. Toutefois, en l'état, ce décret ne permet pas de savoir quel dispositif visant à s'assurer du respect des règles d'allocation des capacités sera mis en œuvre. Il peut donc être supposé que la DGI continuera à être en charge des contrôles normalement nécessaires.

591. Les parties soutiennent toutefois que l'attribution des capacités de stockage a été faite pour l'année 2006/2007 de façon parfaitement transparente et non discriminatoire et que d'ailleurs des capacités excédentaires ont été vendues aux enchères en 2006 (317).

592. La Commission constate cependant que les parties n'ont pas apporté d'élément nouveau qui serait de nature à modifier son appréciation quant au caractère opaque de l'allocation des capacités de stockage à GDF. En effet, d'une part, le calcul des droits à capacité de stockage de GDF a intégré une partie de son portefeuille de clientèle à l'étranger (ce qui n'était pas prévu par les règles d'allocation provisoires) ; d'autre part, les droits à capacité de GDF ont été calculés de manière globale et non par zone d'équilibrage (contrairement également aux règles d'allocation) (318).

4) La question de l'indépendance des gestionnaires d'infrastructures du groupe GDF

593. GDF, à l'instar d'autres opérateurs historiques gaziers européens, est un groupe verticalement intégré où coexistent à la fois des activités de fourniture de gaz et des activités d'exploitation d'infrastructures gazières. Ainsi, à côté de ses acticités de fournisseur (GDF Négoce), GDF comprend trois gestionnaires d'infrastructures de gaz : GRTgaz (transport), DGI (stockage et terminaux méthaniers), et Gaz de France Réseau Distribution (GRD, distribution).

594. En vue de permettre l'accès aux réseaux de transport et de distribution de gaz dans des conditions efficaces et non discriminatoires, la directive Gaz comporte un certain nombre de dispositions parmi lesquelles celles de ses articles 9 et 13. Ces articles disposent que lorsque les gestionnaires de réseau de transport ou de distribution font partie d'une entreprise verticalement intégrée, ils doivent être indépendants, " au moins sur le plan de la forme juridique, de l'organisation et de la prise de décision, des autres activités non liées au transport. Ces règles ne créent pas d'obligation de séparer la propriété des actifs du réseau de transport, d'une part, de l'entreprise intégrée verticalement, d'autre part. " Ces mêmes articles énumèrent par ailleurs plusieurs critères minimaux à appliquer pour garantir l'indépendance de ces gestionnaires d'infrastructures.

595. En revanche, la directive Gazn'impose pas aux gestionnaires de stockage le même niveau de garantie d'indépendance.

596. La loi n° 2004-803 du 9 août 2004 transpose cette directive en droit français. Dans ce cadre, la CRE a publié en novembre 2005 son premier rapport sur le respect des codes de bonne conduite et l'indépendance des gestionnaires de réseaux. Dans ce rapport, elle a relevé certains problèmes et a formulé 9 propositions de nature à garantir l'indépendance des gestionnaires de réseaux.

Les gestionnaires de réseaux

597. En premier lieu en ce qui concerne GRTgaz, la CRE considère, dans sa réponse à la Commission, que l'indépendance de GRTgaz est garantie vis-à-vis de GDF.

598. Toutefois, dans la même réponse , la CRE note que certaines de ses propositions n'ont pas encore été suivies d'effet, ou que la mise en œuvre de certaines d'entre elles n'a pas encore été vérifiée (319).

599. Ainsi elle précise que " les propositions relatives à l'information des administrateurs (proposition 3), à la nomination de personnalités indépendantes représentant les utilisateurs de réseaux au conseil d'administration (proposition 6) et à l'indépendance de la politique de communication par rapport à celle du groupe (proposition 7) n'ont pas encore été suivies d'effet. " Elle indique en outre qu'elle n'a pas contrôlé que les intérêts professionnels des responsables de la gestion du gestionnaire de réseau sont garantis (proposition 5).

600. En deuxième lieu en ce qui concerne GRD, la CRE estime que l'indépendance de GRD n'est pas garantie vis-à-vis de GDF. Elle indique que " GRD n'a pas encore adopté une dénomination et une identité visuelle différente de celle du fournisseur (proposition 2), l'argument principal de GRD étant qu'il est préférable pour des raisons économiques et de communication interne d'attendre le 1er juillet 2007, date à laquelle le distributeur devra être filialisé. De plus, la proposition relative à la politique de communication par rapport à celle du groupe n'a pas été suivie d'effet (proposition7). " Elle indique en outre qu'elle n'a pas contrôlé que les intérêts professionnels des responsables de la gestion du gestionnaire de réseau sont garantis (proposition 5).

601. En troisième lieu, dans le rapport précité, la CRE souligne que " la prise en compte des intérêts professionnels de l'ensemble des responsables des gestionnaires de réseaux, prévue par les directives, n'a pas été intégralement transposée. En effet, la notion de " responsable de la gestion " figurant dans la directive a été traduite, de manière restrictive, dans la loi par " dirigeants ". En outre, elle n'est abordée que sous l'angle de la révocation des membres du directoire ou du directeur général. Elle devra ainsi a minima faire l'objet de procédures groupe pour combler cette lacune. " (320)

602. De même, la CRE note dans le même rapport que " la préservation de l'indépendance des gestionnaires de réseaux de transport d'électricité ou de gaz n'est pas assurée de façon certaine par le seul contenu des statuts adoptés. Le comportement des parties prenantes à leur mise en œuvre sera dès lors essentiel pour aboutir au résultat prescrit par les directives du 26 juin 2003. En effet, quelle que soit l'énergie concernée, la filialisation des gestionnaires de réseaux publics de transport ne peut, a priori, assurer leur indépendance, en raison de la nature même du lien qui unit une maison mère à sa filiale. "

603. En quatrième lieu, la Commission a envoyé le 4 avril 2006 à la République française une mise en demeure dans laquelle elle estime que la France a enfreint la directive Gaz. Selon cette mise en demeure l'indépendance de la structure de distribution commune à EDF-GDF (EDF Gaz de France Distribution) est limitée en matière d'investissement.

Le gestionnaire de stockage et de terminaux méthaniers

604. Dans sa réponse à la Commission la CRE estime que l'indépendance de la DGI vis-à- vis de GDF n'est pas garantie. A cet égard, l'opacité - évoquée supra - de la mise en œuvre de l'allocation des capacités de stockage pour GDF, est un élément qui peut donner à penser qu'une telle indépendance n'était pas garantie dans le cadre des règles provisoires d'allocation des capacités de stockage.

605. Sur la base de qui précède, la Commission conclut qu'à des degrés divers les gestionnaires d'infrastructure de distribution, de stockage et de terminaux méthaniers du groupe GDF ne présentent pas encore toutes les garanties d'indépendance.

A 3 4 3 3 Les tarifs réglementés de vente en distribution publique freinent l'entrée des concurrents

606. L'article 7 de la loi du 3 janvier 2003 dispose que " les tarifs de vente du gaz naturel aux clients non éligibles sont définis en fonction des caractéristiques intrinsèques des fournitures et des coûts liés à ces fournitures. Ils couvrent l'ensemble de ces coûts à l'exclusion de toute subvention en faveur des clients éligibles. "

607. Depuis octobre 2005, la CRE a rendu trois avis défavorables (321) relatifs aux mouvements de tarifs réglementés en distribution publique de GDF qui ne respectaient pas le principe établi par la loi précitée.

608. Dans son dernier rapport d'activité (322) la CRE souligne que, malgré l'apparition en 2005 de fournisseurs ciblant la clientèle professionnelle raccordée aux réseaux de distribution, " l'évolution récente des tarifs réglementés, qui ne répercutent pas l'intégralité des coûts d'approvisionnements rend difficile la concurrence pour ces nouveaux entrants. "

609. Ainsi le syndicat intercommunal pour le gaz et l'électricité en Ile de France (Sigeif), qui regroupe 145 adhérents (notamment : communes, offices HLM, et collèges) a lancé le 1er décembre 2005 un appel d'offres portant sur 800 Gwh de gaz par an. Par cet appel d'offres, le Sigeif, qui n'avait pas exercé son éligibilité, souhaitait mettre GDF en concurrence. L'appel d'offres a été déclaré infructueux, le Sigeif soulignant que le gouvernement ayant " décidé de limiter la hausse des tarifs administrés du gaz au 1er avril 2006 et de les bloquer jusqu'au 1er juillet 2007, dans ce contexte, l'exercice de l'éligibilité apparaît inopportun pour les collectivités publiques. " (323)

610. Par ailleurs, Electrabel France, filiale du groupe Suez qui fournit de l'électricité en France, a étudié récemment la possibilité de faire des offres de fourniture de gaz aux clients résidentiels à compter de l'ouverture totale du marché au 1er juillet 2007. Elle a conclu qu'il est " actuellement impossible de concurrencer les tarifs régulés sans engendrer une marge brute négative (en moyenne) " (324).

611. De son côté la Commission a envoyé le 4 avril 2006 à la République française une lettre de mise en demeure dans laquelle elle estime que la France a enfreint la directive Gaz.

612. Les parties contestent que les prix réglementés puissent constituer une barrière à l'entrée des marchés de la fourniture de gaz aux clients éligibles ayant exercé leur éligibilité, dans la mesure où les prix réglementés ne s'appliquent pas à ces marchés. Les parties considèrent au contraire que GDF est pénalisée par la charge financière induite par les tarifs réglementés.

613. La Commission considère que l'argument des parties n'est pas pertinent. En effet, l'existence de prix régulés freine l'exercice de l'éligibilité des clients et restreint de ce fait la croissance des marchés de la fourniture de gaz aux clients ayant exercé leur éligibilité. En conséquence, le développement et l'entrée des concurrents sur ces derniers marchés est freinée voire empêchée. Les exemples cités supra (Sigeif et Electrabel) en sont une parfaite illustration. Par ailleurs, le fait que GDF subisse éventuellement une contrainte financière qui serait liée aux prix réglementés (325) ne démontre en rien l'inexistence de la barrière constituée par ces prix.

614. Au vu de ce qui précède, la Commission considère que les prix réglementés en vigueur se caractérisent par un niveau sensiblement inférieur au prix du marché et qu'ils empêchent de ce fait l'entrée des concurrents sur le marché.

A 3 4 3 4 Conclusion sur les barrières à l'entrée

615. A la lumière de ce qui précède, la Commission constate qu'il existe des barrières à l'entrée élevées qui rendent difficile l'entrée sur les marchés français du gaz. Il est donc probable que très peu d'autres concurrents actuels ou potentiels puissent reprendre le rôle de Suez et ainsi compenser la pression concurrentielle qui sera éliminée suite à la concentration proposée. Dans ce contexte, l'élimination de Suez comme l'un des concurrents les plus importants de GDF en France a des effets négatifs sur une concurrence effective qui vont au-delà des simples effets d'addition de parts de marché.

A.3.5. Conclusion

616. A la lumière de ce qui précède, la Commission constate que l'opération notifiée entrave de manière significative une concurrence effective en France sur les marchés suivants :

fourniture de gaz H aux gros clients ayant exercé leur éligibilité, dans les zones Nord, Est, Ouest et Sud ;

fourniture de gaz H aux petits clients ayant exercé leur éligibilité, dans les zones Nord, Est, Ouest, Sud et Sud-Ouest ;

fourniture de gaz L aux gros clients ayant exercé leur éligibilité, dans la zone Nord ;

fourniture de gaz L aux petits clients ayant exercé leur éligibilité, dans la zone Nord ;

fourniture de gaz H aux revendeurs intermédiaires dans les zones Nord et Est ;

fourniture de gaz L aux revendeurs intermédiaires dans la zone Nord ;

fourniture de gaz H aux clients résidentiels à compter du 1er juillet 2007, dans les zones Nord, Est, Ouest, Sud et Sud-Ouest ;

fourniture de gaz L aux clients résidentiels à compter du 1er juillet 2007, dans la zone Nord ;

fourniture de gaz H aux producteurs d'électricité, dans les zones Nord et Est ;

fourniture de gaz L aux producteurs d'électricité, dans la zone Nord.

B. Electricité Belgique

B. 1 CADRE REGLEMENTAIRE DU SECTEUR ELECTRIQUE

B.1.1 Cadre réglementaire européen

617. Le marché intérieur de l'électricité est réglementé par 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-CE326. Celle-ci établit les règles communes concernant la production, le transport et la distribution d'électricité, définit les modalités d'organisation et de fonctionnement du secteur de l'électricité, l'accès au marché, les critères et procédures applicables en ce qui concerne les appels d'offres et les autorisations, ainsi que l'exploitation des réseaux. Ladite directive a fixé la date limite d'ouverture totale des marchés de l'électricité au 1er juillet 2004 pour le secteur non résidentiel et au 1er juillet 2007 pour le secteur résidentiel. La directive prévoit que les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution faisant partie d'une entreprise verticalement intégrée doivent être indépendants, au moins sur le plan de la forme juridique, de l'organisation et de la prise de décision. Cette séparation juridique doit être effective au plus tard en 2004 pour le transport et au plus tard en 2007 pour la distribution. L'indépendance des gestionnaires de réseaux a pour but d'assurer l'accès non discriminatoire aux infrastructures essentielles en matière d'électricité. Par ailleurs, chaque Etat membre doit désigner un ou plusieurs organes compétents chargés d'exercer les fonctions d'autorités de régulation indépendante du secteur de l'électricité.

618. Le règlement (CE) n° 1228-2003 du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 sur les conditions d'accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d'électricité (327) fixe des règles équitables pour les échanges transfrontaliers d'électricité. Il établit un mécanisme de compensation pour les flux transfrontaliers d'électricité et institue des principes harmonisés sur les redevances de transport transfrontalières et l'attribution des capacités existantes d'interconnexion entre les réseaux nationaux de transport.

B.1.2 LE CADRE REGLEMENTAIRE NATIONAL

619. L'autorité fédérale et les autorités régionales ont transposé les deux directives européennes (96-92-CE et 2003-54-CE) au moyen de quatre réglementations : la loi du 29 Avril 1999 relative à l'organisation du marché d'électricité, telle que modifiée par la loi du 1er juin 2005 (328) (pour le niveau fédéral) et dénommée ci-dessous .Loi Electricité., le Décret du 17 juillet 2000 (329) (pour la Flandre) relatif à l'organisation du marché de l'électricité, le Décret du 12 avril 2001 relatif à l'organisation du marché régional de l'électricité (330) (pour la Wallonie) et l'Ordonnance du 19 juillet 2001 relative à l'organisation du marché de l'électricité (331) (pour la région de Bruxelles Capitale).

620. Au niveau fédéral, les clients raccordés aux réseaux de transport d'électricité et de distribution d'un niveau de tension de 30kV à 70 kV (à savoir, les clients non résidentiels) sont éligibles depuis le 1er juillet 2004. En Région flamande, tout client final est éligible depuis le 1er juillet 2003. En Région wallonne, les clients raccordés au réseau de transport national d'électricité, de même que tout client professionnel, sont éligibles depuis le 1er juillet 2004. Tous les clients finals seront déclarés éligibles dès le 1er janvier 2007. En Région de Bruxelles Capitale, les clients professionnels sont éligibles depuis le 1er juillet 2004. Les clients résidentiels seront éligibles le 1er janvier 2007. Donc, à partir du 1 er Janvier 2007, tous les clients en Belgique seront éligibles.

621. Le marché belge de l'électricité est régulé au niveau fédéral par la CREG (Commission de régulation de l'électricité et du gaz) qui a une mission de conseil auprès des autorités publiques d'une part et une mission de surveillance et de contrôle de l'application des lois et règlements dans les secteurs du gaz et de l'électricité d'autre part. Au niveau régional, trois instances de régulation, VREG (régulateur flamand), IBGE-BIM (régulateur de la Région bruxelloise) et CWAPE (Commission wallonne), sont chargées de contrôler la bonne application de la réglementation du marché au niveau régional.

B.2. INFRASTRUCTURES

B.2.1 Les infrastructures physiques

622. L'électricité est transportée des producteurs aux consommateurs finals via des câbles souterrains et suspendus. D'autres équipements, tels que les transformateurs font partie intégrante de ce réseau.

623. Une distinction doit être faite entre le transport de l'électricité sur le réseau de transport d'électricité de haute tension (> 70 kV) (le 'réseau de transport'), d'une part, et la distribution de l'électricité sur le réseau de basse tension (= < 70kV) (le 'réseau de distribution.), d'autre part.

624. Cependant, du point de vue technique, le réseau de transport et la partie du réseau de distribution fonctionnant sur des tensions relativement hautes (entre 30 kV et 70 kV) représentent une unité, et constituent ainsi ensemble un réseau maillé et intégré pour le transport de l'électricité.

625. Lesdites .interconnexions', lignes reliant les réseaux de transport de la Belgique avec ceux des pays voisins, font partie intégrante du réseau de transport. Le réseau de transport belge n'est interconnecté qu'avec le réseau de transport néerlandais, le réseau français et un des réseaux qui couvre le Luxembourg. Aucune interconnexion n'existe entre le réseau de transport belge et les réseaux allemands et ceux du Royaume Uni.

626. Depuis le 1er Janvier 2006, toute la capacité d'interconnexion disponible à la frontière franco-belge est attribuée aux acteurs du marché par la vente aux enchères, séparément pour le transport de l'électricité dans chaque direction. Des capacités de 1 année civile, 1 mois civil, et un jour sont vendus. La capacité mensuelle et annuelle inutilisée est revendue lors de la mise aux enchères des capacités quotidiennes. La capacité d'interconnexion à la frontière entre les Pays-Bas et la Belgique est essentiellement attribuée de la même façon. Il n'existe pas de congestion sur la frontière entre la Belgique et le Luxembourg et, par conséquent, aucun arrangement particulier pour attribuer des capacités n'est mis en place.

B.2.2 Les gestionnaires des réseaux

627. En Belgique, le transport d'électricité relève de la compétence fédérale tandis que la compétence pour la distribution d'électricité dépend des trois régions : la Flandre, la Wallonie et la Région de Bruxelles-Capitale.

628. ELIA est nommé gestionnaire du réseau de transport (> 70 kV). Le fait que, physiquement, le réseau de distribution fonctionnant sur les tensions entre 30 et 70 KV serve à transporter de l'électricité, a entrainé la nomination de ELIA par les trois régions, en plus de sa fonction de gestionnaire du réseau de transport, comme gestionnaire des réseaux de distribution dans leurs zones de compétence géographique respectives dans la mesure où ces réseaux de distribution opèrent à des niveaux de tension situés entre 30 kV et 70 kV.

629. Différents gestionnaires de réseaux de distribution sont responsables de la distribution D'électricité à des niveaux de tension plus faibles que 30 kV dans leurs zones de compétence respectives; il s'agit de structures coopératives entre communes, appelées 'Intercommunales'. Les zones d'activité de ces gestionnaires de réseaux de distribution ne se chevauchent pas géographiquement. Les tâches des intercommunales comportent l'exploitation, l'entretien et le développement des réseaux de distribution, y compris les connexions avec d'autres réseaux d'électricité, notamment le réseau de transport géré par ELIA.

B.2.3 La propriété et contrôle des réseaux

630. Il n'y a pas de règle juridique imposant la séparation de propriété pour les opérateurs des réseaux de transport et de distribution et des acteurs privés peuvent être actionnaires de ces opérateurs.

631. Suez détient actuellement une participation minoritaire de 27,45% dans l'opérateur du réseau de transport qu'est ELIA et détient des parts dans différents opérateurs de réseaux de distribution appelés 'intercommunales mixtes' (par opposition aux 'intercommunales pures' détenues entièrement par des entités de droit public).

632. Les participations privées dans les opérateurs de réseaux de distribution sont néanmoins soumises à certaines limitations, qui varient selon la région. En Flandre, depuis le 5 septembre 2006, les participations d'Electrabel dans les 'intercommunales mixtes' ne peuvent plus dépasser un taux maximal de 30%, tandis qu'un décret flamand prévoit le retrait complet d'Electrabel au plus tard d'ici le 31 décembre 2018. En région wallonne, des acteurs privés peuvent détenir un maximum de 49% des parts des opérateurs du système de répartition. Un retrait complet d'Electrabel de l'opérateur du réseau de distribution à Bruxelles est prévu en deux étapes, la première en 2007 et la deuxième en 2012.

633. Les éléments dont dispose la Commission, permettent de penser que Suez exerce de jure un contrôle conjoint sur Elia et que Suez peut de facto contrôler les intercommunales mixtes en Région wallonne, ou du moins, qu'elle serait en mesure d'exercer une influence importante sur celles-ci.

B.2.4 En ce qui concerne le contrôle de SUEZ sur ELIA

634. L'actionnariat d'Elia est composé de trois groupes, dont l'un constitue un actionnariat dispersé (free float) à la bourse (40%, actions B). Les deux autres groupes sont, d'une part, les autorités publiques locales (via Publi-T Société Coopérative à Responsabilité Limitée) qui détiennent 30% des actions (actions C) et, d'autre part, les anciens propriétaires du réseau de transport CPTE qui disposent également de 30% des actions, des actions A, partagées entre Electrabel SA (27,45%) et les actionnaires publics de SPE via Publipart SA (2,55%). Les organes de direction et de gestion d'Elia sont les mêmes que ceux d'Elia System Operator.

635. Une convention d'actionnaires concernant Elia System Operator SA a été conclue le 31 mai 2002 entre Publi-T SCRL, Electrabel SA, CPTE SCRL, SPE SA, Elia System Operator SA, Elia Asset SA et l'Etat belge. (332) Cette convention reste d'actualité. (333) Elle a une double importance pour la détermination du contrôle (conjoint) du groupe Suez sur Elia. Premièrement, elle contribue à l'applicabilité du concept de contrôle (conjoint) de fait décrit ci-dessous. Deuxièmement, elle traduit la volonté des actionnaires les plus importants, le groupe Suez, d'une part, et les actionnaires publics, d'autre part, de préserver leur contrôle conjoint par un droit de préemption réciproque entre les actionnaires.

636. En réponse à une question de la Commission, la CREG (334) a motivé, en s'appuyant sur l'article 5 du Code des sociétés (belge), le contrôle conjoint exercé sur Elia par le groupe Suez conjointement avec les représentants des autorités publiques locales (Publi-T). La minorité de blocage conservée par Suez dans Elia porte sur le contrôle que Suez peut exercer au sein du conseil d'administration par l'entremise d'Electrabel.

637. A cet effet, la CREG s'est basée sur l'article 5 de Code des sociétés (belge). L'article 5 du dit Code décrit les liens les plus étroits visés par le droit des sociétés entre des entreprises et impose logiquement les conditions d'application les plus sévères. Ledit article 5 définit le " contrôle " des sociétés, par lequel il faut entendre " le pouvoir de droit ou de fait d'exercer une influence décisive sur la désignation de la majorité des administrateurs ou gérants de celle-ci ou sur l'orientation de sa gestion. "

638. Le contrôle peut être un contrôle de droit ou de fait. L'article 5, paragraphes 2 et 3, du Code des sociétés donne des exemples concrets de tels contrôles. Le contrôle de droit est présumé de manière irréfragable, alors que le contrôle de fait doit être démontré au moyen de faits concrets (par exemple l'exercice réel des droits de vote au cours de l'assemblée générale).

639. En vertu de l'article 5, paragraphe 2, point 5 du Code des sociétés, le contrôle peut être exclusif ou conjoint. Le concept de " contrôle conjoint " est défini à l'article 9 du Code des sociétés. Ledit article dispose que par contrôle conjoint il faut entendre le contrôle exercé ensemble par un nombre limité d'associés, lorsque ceux-ci ont convenu que les décisions relatives à l'orientation de la gestion ne pourraient être prises que de leur commun accord.

640. L'article 9 du Code des sociétés reprend donc trois conditions cumulatives à remplir pour satisfaire à un contrôle conjoint :

a) Le contrôle conjoint est exercé par un nombre limité d'associés ;

b) Il y a un accord entre les associés. La convention d'actionnaires du 31 mai précitée (335) constitue un accord entre associés. En fait, cette condition est interprétée de manière assez large et les statuts d'Elia suffiraient déjà pour la remplir ;

c) Les associés disposent d'un droit de veto sur les décisions relatives à l'orientation de la gestion de l'entreprise.

641. La notion de " contrôle conjoint " de l'article 9 du Code des sociétés belge est donc très proche de la notion de contrôle en commun du Règlement Concentration. Selon la pratique de la Commission, il peut y avoir un contrôle en commun lorsque des actionnaires minoritaires ont des droits additionnels qui leur permettent de s'opposer à des décisions qui sont capitales pour la stratégie commerciale de l'entreprise commune (336).

642. A l'heure actuelle, le conseil d'administration d'Elia est composé de trois représentants d'Electrabel, 3 de Publi-T et 6 administrateurs indépendants. L'entreprise a donc trois groupements d'intérêts à sa tête. La question qui se pose dès lors est de savoir si ces groupements d'intérêts disposent d'un droit de veto sur les décisions relatives à l'orientation de la gestion de l'entreprise.

643. L'article 19.5, premier alinéa, des statuts d'Elia prévoit entre autres que ce n'est que lorsqu'un consensus ne peut être raisonnablement atteint qu'une décision est prise " par la majorité des administrateurs indépendants et la majorité des administrateurs non indépendants " dans des circonstances particulières reprises dans les statuts. Ces situations sont entre autres:

a) nomination et révocation des membres du comité de direction ;

b) approbation et/ou refus du plan de développement, des plans d'investissement et du plan d'adaptation ;

c) décisions relatives au lancement ou à la poursuite d'activités en dehors de la gestion des réseaux d'électricité ;

d) décisions stratégiques afin de gérer et/ou d'acquérir des réseaux d'électricité en dehors du territoire belge. Cette clause demandant une majorité spécifique et la division en administrateurs indépendants et non indépendants permet à Electrabel et à ses trois administrateurs (actions A) d'exercer un droit de veto au sein du conseil d'administration d'Elia pour les situations spécifiquement décrites à l'article 19.5, premier alinéa, des statuts. Suez (Electrabel) possède donc des droits de veto qui portent en particulier sur la nomination du personnel d'encadrement et les investissements. Ces droits sont suffisants en droit communautaire pour donner à Suez le contrôle en commun d'Elia (337).

644. Cette affirmation est toujours vraie, même s'il est théoriquement possible de prendre une décision sans qu'Electrabel ne marque son accord (338). Un tel scénario n'est possible que si Electrabel décide volontairement de ne pas envoyer de représentant au conseil d'administration et de ne pas le faire représenter (339). Une telle situation ressort du choix d'Electrabel de refuser volontairement d'utiliser son droit de veto au sein du conseil d'administration. Si Electrabel le souhaite, elle peut donc toujours utiliser son droit de veto en laissant ses représentants participer au conseil.

645. Ce qui précède n'est pas infirmé par la circonstance qu'en application de la Loi Electricité les statuts d'Elia (340) aient délégué la gestion du réseau de transport d'électricité au comité de direction. (341) Premièrement, le comité de direction doit rendre compte de l'emploi de la délégation au conseil d'administration. (342) Deuxièmement, c'est bien le conseil d'administration qui approuve, suit et modifie le business plan et les budgets. (343) C'est encore le conseil d'administration qui approuve ou refuse le plan de développement, les plans d'investissement et le plan d'adaptation que le gestionnaire du réseau doit présenter périodiquement, étant entendu que ces plans ne peuvent être refusés qu'en fonction de leur impact financier sur la société. (344)

646. On ne saurait déduire de cette dernière limitation des pouvoirs du conseil d'administration que ce dernier n'a pas de pouvoir sur les investissements dans le réseau. D'abord, le conseil d'administration tient les clés du budget, et ensuite, il peut refuser des plans d'investissements qui iraient à l'encontre des intérêts financiers de la société. Le risque pour la concurrence présenté par l'intégration du gestionnaire de réseau avec le plus important fournisseur d'énergie étant précisément le sousinvestissement en capacités (en général et d'interconnection en particulier), on ne saurait sous-estimer l'impact du pouvoir budgétaire et de la possibilité de refuser les plans d'investissements sur base d'arguments financiers.

647. Qui plus est, le comité de direction, qui doit soumettre son plan d'investissement pour approbation ou rejet (pour raisons financières) au conseil d'administration, est nommé par le conseil d'administration (345). A noter que dans le comité de direction actuel d'Elia, 5 directeurs sur 7 sont des anciens d'Electrabel, un directeur a auparavant travaillé pour SPE. Seul le directeur financier n'a pas d'antécédents dans le secteur de l'électricité.

648. Pour compléter l'appréciation de l'indépendance du comité de direction, il est à noter que dans le cadre de l'enquête de marché, un nombre considérable d'entreprises utilisatrices d'électricité se sont démarquées de la position selon laquelle Elia n'était pas sous contrôle de Suez. Il s'agit d'un élément qui doit être pris en considération. (346)

649. Il résulte de ce qui précède que Suez dispose des moyens pour exercer un contrôle juridique conjoint sur Elia.

650. On peut ajouter qu' Electrabel possède aussi un droit de veto pour toute décision prise par l'assemblé générale d'Elia. La " Convention d'actionnaires concernant Elia Systems Operator SA " (347) stipule dans son article 6.1. qu' " [...]*". L'approbation d'Electrabel est donc nécessaire pour toute décision prise par l'assemblé générale.

651. Ce qui précède suffit en soi pour établir le contrôle conjoint d'Electrabel, et donc du groupe Suez, sur Elia. Un élément supplémentaire vient consolider cette démonstration. Il s'agit notamment du droit de préemption réciproque que les actionnaires industriels (actions A) d'une part et les actionnaires publics (actions C) d'autre part se sont accordés dans la convention d'actionnaires mentionnée au considérant 635.

652. Le droit de préemption réciproque entre les actionnaires industriels (A) et publics (C) est entériné dans les articles 4 et 5 de la convention d'actionnaires. Selon l'article 4.2.1, [...]*.

653. Le droit de préemption réciproque décrit ci-dessus sert à préserver à l'avenir le contrôle conjoint d'Elia par les détenteurs d'actions A (essentiellement Electrabel, le groupe Suez) d'une part, et par les détenteurs d'actions C (les autorités publiques locales), d'autre part.

654. Ceci ressort également du paragraphe 3.6.3 de la convention d'actionnaires, qui stipule que les " [...]*. " 348 La même limite est répétée pour Publi-T à l'article 4.4.5.

655. Les parties ont mentionné dans la notification que la Commission avait déjà décidé avant la réduction de la participation d'Electrabel à 27,45%, par lettre du 16 mai 2002, que CPTE et Publi-T n'exerçaient pas le contrôle conjoint sur Elia (349). Force est de constater, que la lettre du Directeur de la " Merger Task Force " du 16 mai 2002 mentionne qu'il ne s'agit que d'une opinion basée sur les informations disponibles qui ne peut nullement être considérée comme une décision de la Commission (350).

656. Les parties ont également soulevé dans leur réaction à la décision au titre de l'article 6, paragraphe 1, point c que la Loi Electricité soumet ELIA à une stricte obligation d'indépendance et d'impartialité, et ce depuis sa désignation officielle en tant que GRT le 13 septembre 2002. (351) En réponse à une demande d'information portant sur le type de vote qui a eu lieu sur chaque point traité au conseil d'administration d'Elia depuis l'origine (352), Elia est allé au-delà de ce qui avait été demandé. Après avoir observé que toutes les décisions du conseil d'administration ont été prises par consensus, Elia a ajouté que l'atteinte d'un consensus au sein du conseil d'administration est une caractéristique préconisée par le législateur belge au moment de la transposition de la première Directive Electricité, afin d'assurer l'indépendance d'Elia vis-à-vis des propriétaires historiques du réseau, à savoir Electrabel et SPE. (353)

657. Bien que l'obtention d'un consensus sur toutes les décisions prises puisse découler en partie de causes autres que le contrôle conjoint d'Elia par les actionnaires A et C, il n'en reste pas moins que le constat de consensus pendant des années confirme également que la solidarité entre groupes d'actionnaires, liés par la convention d'actionnaires, fonctionne bien en pratique.

658. Elia fait aussi référence aux règles de " corporate governance " que le législateur belge a récemment adoptées ou plutôt modifiées en amendant l'arrêté royal relatif à la gestion du réseau national de transport d'électricité (354). On ne voit pas clairement en quoi ces changements consistent. Une modification des statuts d'Elia, qui date du 9 mai 2006 et qui a été communiquée dans la réponse d'Elia du 18 juillet (355), mène aux modifications suivantes de l'article 14 des statuts d'Elia. Premièrement, le " comité de gouvernement d'entreprise " s'appelle dorénavant " comité de gouvernance d'entreprise " (art. 14.1). Deuxièmement, le règlement d'ordre intérieur, que ce comité de gouvernance d'entreprise doit rédiger conjointement avec le conseil d'administration, fixant, entre autres, les règles concernant le fonctionnement et les modalités relatives au reportage fait par le comité de gouvernance d'entreprise, ne doit plus être soumis pour approbation de la CREG (art. 14.3 nouveau (356)), comme c'était le cas dans le passé (art. 14.3 ancien (357)). En tout état de cause, le fait que le règlement d'ordre interne doive être élaboré conjointement avec le conseil d'administration laisse intact le contrôle conjoint décrit ci-dessus.

659. Il découle de ce qui précède que conjointement avec les actionnaires publics détenteurs d'actions C, Suez (Electrabel) exerce un contrôle sur Elia, en vertu des dispositions de la convention d'actionnaires et des statuts et à travers ces 3 administrateurs dans le conseil d'administration.

B.2.5 En ce qui concerne le contrôle de SUEZ sur (le fonctionnement) des intercommunales mixtes

660. Dans le passé, les intercommunales mixtes sous-traitaient la gestion des réseaux de distribution d'électricité et gaz à des filiales de SUEZ (Electrabel) qui se chargeaient en particulier, de l'exploitation technique, de l'entretien et du développement des réseaux de distribution d'électricité et gaz pour les intercommunales mixtes. Pour ce faire, SUEZ (Electrabel) avait constitué des entités distinctes spécialisées dans la gestion des réseaux dans les trois régions, à savoir : Netten Vlaanderen, Netten Réseaux Bruxelles et Réseaux Wallonie (358). Ces arrangements sont cependant en mutation en Flandre et dans la Région Bruxelles Capitale.

661. En Flandre : il a été décidé fin 2005 de regrouper Netmanagement Vlaanderen, GeDis et Indexis au sein d'un opérateur unique, Eandis. SUEZ ne détient plus depuis le 6 septembre 2006, de participations directes dans Eandis, dès lors détenue à 100% par les 8 intercommunales mixtes en Flandre. Cependant, SUEZ (Electrabel), continuerait de détenir une participation de 30% dans ces 8 intercommunales mixtes. Le retrait de SUEZ (Electrabel) des intercommunales mixtes en Flandre est prévu pour le 31 décembre 2018.

662. En Région Bruxelles Capitale, une opération similaire a été entamée dans la Région Bruxelles Capitale en 2006. Au sein d'une nouvelle entité .Newco X., les activités opérationnelles pour la gestion du réseau sont regroupées, c'est-à-dire Netten Réseaux Bruxelles (.NRB.) ainsi qu'une certaine partie du personnel de SUEZ qui fournissait des services à cette entité. Le 1er Septembre 2006, la participation de SUEZ (Electrabel) a été transférée à SibelGa, l'intercommunale bruxelloise dans laquelle SUEZ (Electrabel) garde une participation de 30%, les 70% restant détenues par les communes Bruxelloises. Le retrait total d'Electrabel de Sibelga est prévu pour le 31 décembre 2012.

663. En Région Wallonie, seule la structure initiale persiste et l'exploitation pratique des réseaux de distribution des intercommunales mixtes resterait sous-traitée à Réseaux Wallonie, une entité (.business unit.) de SUEZ sur laquelle elle exerce le contrôle exclusif.

664. Dans la communication des griefs, la Commission n'a pas développé d' arguments selon lesquels SUEZ exerce un contrôle ou au moins une influence significative sur les intercommunales mixtes en Wallonie. Au contraire rien ne permet de dire qu'un tel contrôle ou une telle influence ne pourraient pas exister, même s'il est vrai que SUEZ ne détient que des participations minoritaires (359).

665. La question de savoir si SUEZ (Electrabel) exerce un contrôle sur les intercommunales mixtes n'est pas pertinente maintenant qu'Electrabel exerce certainement le contrôle exclusif sur Réseaux Wallonie et que, par ce moyen, il peut excercer une influence significative sur les intercommunales mixtes en Wallonie.

666. En effet, l'affirmation que les services opérationnels fournis par SUEZ (Réseaux Wallonie) par le biais de Réseaux Wallonie ne concernent qu'un .simple service D'assistance technique. ignore le fait qu', en effet, les intercommunales mixtes wallonnes n'ont pris en charge directement aucune activité essentielle à l'exploitation journalière des réseaux de distribution, toutes les activités étant exécutées en sous- traitance par SUEZ(Réseaux Wallonie) (360) qui intervient dans de nombreuse tâches importantes (361).

667. Il résulte de son implication dans tous les tâches essentielles à la gestion des réseaux que la préparation et l'exécution de toutes décisions opérationnelles des intercommunales mixtes sont faites par SUEZ(Réseaux Wallonie) (362). Dans ce contexte, il n'est pas étonnant que le déséquilibre en termes de compétences techniques et de gestion entre, d'une part, SUEZ(Electrabel) et, d'autre part, les représentants des autorités locales dans les organes de gestion, soit un élément mis en évidence par certains répondants dans l'enquête de marché. (363) L'influence de SUEZ sur le processus décisionnel des intercommunales mixtes wallonnes est encore renforcée par le fait que, lorsque les statuts des intercommunales mixtes prévoient la possibilité pour les administrateurs, représentant les autorités locales, de se faire assister par un ou plusieurs experts, ces experts ne sont désignés par ces mêmes administrateurs qu'après avoir entendu les administrateurs Electrabel. (364)

668. Il semble que l'avis de la Commission soit partagé par le régulateur wallon puisque, dans un avis relatif à l'évolution future des arrangements actuels, il a exprimé l'avis selon lequel .la position de la CWaPE a toujours été de reconnaître la valeur ajoutée d'une nouvelle structure qui permettrait qu'un ensemble suffisant de missions .sensibles. (c'est à dire celles qui peuvent potentiellement générer des distorsions de concurrence ou des conflits d'intérêts) ne soit plus réalisé par du personnel dépendant hiérarchiquement de supérieurs ayant des responsabilités ou des intérêts dans des activités de fournitures et/ou de production (365). - Le CWaPE recommande donc que Réseaux Wallonie soit réorganisé dans une structure indépendante d'Electrabel et bénéficie de règles de .corporate gouvernance. et d'administrateurs indépendants (366).

669. La Commission maintient donc que, par le biais du contrôle exclusif sur Réseaux Wallonie, SUEZ peut exercer au moins une influence significative sur les intercommunales mixtes en Région wallonne.

670. L'existence de règles strictes de confidentialité concernant les informations commercialement sensibles dont les membres du personnel de GRD ont eu connaissance, étendues au personnel de SUEZ (Réseaux Wallonie) (367), est sans incidence sur cette conclusion puisque rien empêche Réseaux Wallonie de promouvoir les intérêts de SUEZ sans communiquer les informations commerciales. De toute façon, ces règles concernant la confidentialité ne s'appliquent pas dans la même mesure au personnel de Réseaux Wallonie, parce que leur non-respect est sans conséquences (voir ci-dessous).

671. Selon les parties, l'absence de contrôle d'Electrabel sur les Intercommunales mixtes a été implicitement confirmée tant par la Commission que par le conseil de concurrence belge dans les décisions ECS/Intercommunales dans la mesure où les opérations concernées n'auraient pas constitué des opérations notifiables si SUEZ (Electrabel) avait exercé un contrôle sur les intercommunales.

672. Il convient donc d'ajouter que la référence par les parties aux décisions antérieures de la Commission relatives aux intercommunales est à rejeter car les transactions notifiées concernaient le transfert de la clientèle éligible des intercommunales à ECS qui en est devenu le fournisseur par défaut. Or, l'acquisition de la clientèle par ECS constitue une acquisition de contrôle exclusif au sens du règlement (CEE) n° 4064-89. Supposant que, préalablement, Electrabel avait déjà le contrôle conjoint des intercommunales (y compris leur clientèle), l'acquisition du contrôle exclusif sur la clientèle constituait un changement de la qualité de contrôle qui était donc notifiable (368) (voir aussi ci-dessus)

B.3. Marchés pertinents

B.3.1 LES MARCHES DE PRODUIT EN CAUSE

673. Dans la mesure où l'opération notifiée ne produit pas d'effets horizontaux sur les marchés des infrastructures d'électricité, une définition précise de ces marchés n'est pas nécessaire aux fins de la présente décision. Toutefois, la situation concernant la propriété, la gestion et les droits d'utilisation des différentes infrastructures décrites supra sera prise en compte dans l'analyse des effets de la concentration sur les marchés situés en aval.

B.3.1.1. Génération et vente en gros d'électricité

674. Conformément à la pratique décisionnelle antérieure de la Commission (369), les parties définissent un marché de produits en cause distinct pour la génération et la vente en gros de l'électricité (le 'marché de gros de l'électricité'). Ce marché comporte la production de l'électricité dans les centrales ainsi que de l'électricité physiquement importée via les interconnexions aux fins de revente aux détaillants.

675. La Commission a précédemment considéré que les négociants font partie à la fois de l'offre et de la demande du marché de gros de l'électricité. Les gros clients industriels et commerciaux peuvent, si certaines conditions sont réunies, également faire partie de la demande du marché de gros de l'électricité.

676. Du côté de la demande du marché de gros, d'autres revendeurs d'électricité actifs sur le marché belge (tel que Nuon et Essent) ainsi que les intercommunales sont également présents.

B.3.1.2 Marché de négoce d'électricité

677. Le marché du négoce d'électricité concerne l'achat et la revente d'électricité qui n'est pas nécessairement destinée au consommateur final. Bien que laissant finalement la question ouverte, la Commission a également envisagé de distinguer deux sous marchés de produits : le négoce physique d'électricité et le négoce financier d'électricité (370).

678. Le négoce physique d'électricité implique l'accord ferme de livrer de l'électricité sur le réseau de transport belge. Le négoce financier d'électricité concerne des produits financiers qui se réfèrent à un produit (l'électricité en l'occurrence) dont la commercialisation résulte en un acquittement purement financier entre l'acheteur et le vendeur sans fourniture physique du produit.

679. Le négoce physique de l'électricité pour la livraison physique sur le réseau belge n'a lieu que bilatéralement avec des produits standardisés via une plate-forme de courtier (appelé marché 'over the counter' ('OTC') ou par des contrats bilatéraux individualisés. Les contrats vendus par SUEZ dans le contexte du Virtual Power Plant (.VPP.) (371) sont aussi considérés comme faisant partie du marché de négoce d'électricité physique (372). L'enquête menée par la Commission a confirmé que ces contrats font partie de ce marché (373). Les courtiers facilitant le négoce de blocs d'électricité OTC pour la livraison ferme sur le réseau de transport de la Belgique sont, par exemple, ICAP, TFS, GFI, Spectron, Endex (374). Electrabel exploite également une plate-forme pour le négoce d'électricité provenant de l'enchère VPP.

680. Il existe un projet de création d'un marché de négoce d'électricité organisé dit BELPEX. Son lancement est pour l'instant suspendu, inter alia, en raison de l'absence d'approbation du mécanisme d'allocation de capacités aux interconnexions par les Régulateurs concernés (375). Son introduction est cependant attendue pour le dernier trimestre de 2006 (376). Le négoce organisé serait limité, au moins pour l'instant, aux produits dits .day-ahead., c'est-à-dire des contrats d'électricité pour livraison physique le lendemain.

681. En comparaison avec d'autres zones au sein de l'Union européenne, la Belgique ne dispose pas d'une activité de négoce d'électricité physique développée. En raison de la forte intégration verticale des sociétés d'électricité en Belgique, la plus grande quantité d'électricité est fournie directement par le producteur aux consommateurs finals, sans occasionner de volumes significatifs pour le marché de négoce d'électricité physique (377).

682. Bien que des négoces financiers d'électricité existent en Belgique, les volumes des contrats négociés sont encore moins importants que ceux de l'électricité physique. En effet, le développement des produits financiers dérivés nécessite généralement un marché physique bien développé (378), ce qui n'est pas le cas en Belgique aujourd'hui. Il ne semble donc pas opportun de faire une distinction entre les marchés pour le négoce physique d'électricité et le négoce financier d'électricité.

B.3.1.3 Courant d'ajustement et services auxiliaires

683. Conformément à la pratique décisionnelle antérieure de la Commission, les parties ont identifié un marché de la prestation des services auxiliaires et de courant d'ajustement, puisque ce service ne peut pas être facilement remplacé par d'autres approvisionnements en électricité au niveau du marché de gros (379).

684. En droit belge (380), les services auxiliaires et le courant d'ajustement sont définis en détail. La réglementation fait une distinction entre : le réglage primaire de la fréquence, le réglage secondaire de l'équilibre de la zone de réglage belge (courant d'ajustement), la réserve tertiaire, le réglage de la tension et de la puissance réactive, la gestion des congestions et le service de black-start (381).

685. Le seul client immédiat de ces services est ELIA qui, en tant que gestionnaire du réseau de transport, est tenu par la loi de mettre en place les services auxiliaires (382). Il est pourtant interdit à ELIA de détenir des moyens de génération (383). Elle s'assure les moyens de remplir ses obligations en concluant des accords avec des tiers après une procédure d'appel d'offres.

686. Les coûts des services auxiliaires sont couverts par ELIA via :

a) le tarif du réglage primaire de la fréquence, du réglage de l'équilibre secondaire au sein de la zone de réglage belge et du service de black-start ; Ce tarif recouvre inter alia les coûts de réservation des réserves secondaire et tertiaire

b) le tarif pour le réglage de la tension et de la puissance réactive

c) le tarif pour la levée des congestions

d) le tarif pour la compensation des pertes

e) le tarif de compensation des déséquilibres quart horaires. Ce tarif recouvre les coûts d'activation des réserves secondaire et tertiaire. Alors que les tarifs (a), (b), (c) et (d) sont facturés à l'ensemble des utilisateurs de réseaux qui prélèvent de l'énergie (" socialisée "), le tarif ( e ) des déséquilibres quart horaires est facturé aux responsables d'accès individuels sur la base des volumes des déséquilibres de chacun d'entre eux. Depuis l'exercice 2006, les coûts récupérés via le tarif des quarts horaires sont basés sur les coûts réels d'activation des réserves secondaires et tertiaires (384).

687. A titre d'exemple, les acteurs du marché, appelés dans ce contexte les .Access Responsible Parties (.ARP.s), sont obligés de maintenir un équilibre entre les injections et les retraits de courant du réseau de transport pour chaque intervalle de 15 minutes. Dans le cas d'un déséquilibre que les ARP ne peuvent pas corriger eux-mêmes (385), ELIA corrigera le déséquilibre en échange du tarif déterminé en activant ses réserves d'ajustement secondaires et tertiaires.

B.3.1.4 Fourniture aux clients gros clients commerciaux et industriels

688. Les parties considèrent que la fourniture aux clients finals éligibles constitue un marché et qu'il n'est pas approprié de distinguer des marchés de fourniture séparés pour des catégories de clients éligibles.

689. L'enquête de marché a pourtant confirmé l'existence d'une distinction entre le marché de la fourniture aux gros clients industriels et commerciaux connectés au réseau de transport (>70kV), le marché des petits clients industriels et commerciaux connectés aux réseaux de distribution (<70KV) et les clients résidentiels éligibles (386).

690. Le marché des offres aux gros clients industriels et commerciaux doit être distingué de celui des petits utilisateurs industriels et commerciaux et aux utilisateurs résidentiels inter alia pour les raisons suivantes :

Coté de la demande:

a) Le profil de consommation des gros clients industriels et commerciaux est très stable, avec une diminution pendant le week-end. Les petits clients industriels et commerciaux, par contre, ont une consommation moindre avec un profil journalier très variable (387);

b) Les gros clients industriels et commerciaux sont toujours télémètrés. Par contre, bien que certains clients connectés au réseau de distribution puissent aussi être télémétrés, ils sont le plus souvent mesurés mensuellement ou annuellement (388);

c) En raison de ces différences importantes de consommation, les gros clients industriels et commerciaux ont un pouvoir d'achat leur permettant d'obtenir des prix plus avantageux que les petits clients (389). En effet, les prix pour les clients industriels semblent plus bas que ceux appliqués à d'autres clients (390) ;

d) Les gros clients industriels et commerciaux ont une élasticité de prix plus importante que les petits clients et, donc, une probabilité plus grande de changer de fournisseurs (391);

e) Les gros clients industriels et commerciaux par contre ne sont pas sensibles à la réputation de la marque (392), seul le prix a une importance dans le choix du fournisseur;

Coté de l'offre:

a) la fourniture des gros clients industriels et commerciaux implique de facto la détention de contrats de .back-up. avec des producteurs localisés en Belgique et/ou des capacités de génération localisées en Belgique (393). Certaines catégories d'activités exercées par des gros clients industriels et commerciaux, engendrent des déséquilibres tels qu'ils ne peuvent pas être absorbés dans des portefeuilles de clients limités aux quelques dizaines de TWh (394) ;

b) le niveau de prix pratiqué par les opérateurs historiques pour les gros clients industriels et commerciaux contribue au fait que l'entrée sur le marché de la fourniture aux gros clients industriels et commerciaux soit particulièrement difficile (395);

c) dans le marché de la fourniture aux gros clients, seuls EDF et RWE ont des présences substantielles comme concurrents de SUEZ (Electrabel). En revanche, EDF et RWE ne sont pas présents sur les marchés de la fourniture aux petits clients industriels et commerciaux (et à la clientèle résidentielle). Sur ces marchés, Electrabel a Nuon, Essent et GDF (SPE) sont présents comme concurrents principaux (voir analyse concurrentielle ci-dessus). Il y a donc des différences importantes entre ces marchés en ce qui concerne la structure de l'offre.

d) Pour des petits clients industriels et commerciaux, la possibilité d'offrir des contrats dual fuel est essentielle (396) mais n'a pas ou que très peu d'importance pour les gros clients industriels et commerciaux.

e) L'organisation des ventes pour des gros clients industriels et commerciaux nécessite des ingénieurs commerciaux spécialisés par secteur d'activité. Les petits clients sont servis par des account managers dédiés.

f) Les gros clients procèdent par appel d'offres. Par contre, les petits clients industriels et commerciaux (ainsi que les clients résidentiels) doivent être approchés par des .call centres. et des vendeurs de porte à porte.

g) Des contrats structurés doivent être offerts aux gros clients selon leur demande individuelle. Les petits clients par contre bénéficient de contrats standardisés (397). Les gros clients bénéficient de prix sur mesure au cas par cas alors que les petits clients, eux, se voient appliquer des prix standardisés.

B.3.1.5 Fourniture aux petits clients industriels et commerciaux

691. Les petits clients industriels et commerciaux sont définis comme les clients non résidentiels reliés au réseau de distribution (= < 70 kV). Comme il a été précisé ci-dessus, ce marché doit être distingué de la fourniture aux gros clients.

692. Le marché de la fourniture aux petits clients industriels et commerciaux doit être distingué du marché de la fourniture aux ménages inter alia pour les raisons suivantes :

a) Les petits clients industriels et commerciaux ont le profil S11 ou S12 alors que les clients résidentiels ont des profils S21 ou S22 (398) .Ainsi, la demande des clients résidentiels d'un coté et les petits clients industriels et commerciaux de l'autre coté ont des profils de consommation différents.

b) Les clients résidentiels bénéficient de produits, de contrats et de barèmes de prix hautement standardisés (399).

c) La fourniture aux clients résidentiels est soumise à une réglementation spécifique résultant des obligations de service public à caractère social (400). Ces protections ne sont pas exigées des fournisseurs au bénéfice des clients professionnels. Le respect de cette réglementation peut engendrer des frais importants pour les fournisseurs, en particulier les entrants (401);

d) En effet, le Régulateur Flamand ainsi que le Régulateur Wallon, font remarquer que plusieurs fournisseurs ont déclaré ne pas vouloir être actifs sur le segment résidentiel. Ceci confirme la nécessité d'opérer une distinction entre les marchés résidentiels et les marchés professionnels. Le régulateur Bruxellois remarque qu'il est plus que probable que le marché résidentiel de la fourniture d'énergie doive être distingué du marché professionnel (402). Ceci implique une différence de structure de l'offre pour la fourniture aux clients résidentiels par rapport au marché de la fourniture aux petits clients industriels et commerciaux;

e) Le clients résidentiels ont aussi un profil de risque débiteur plus important que les clients non résidentiels (pour ces derniers, des données sur leur histoire débiteur sont disponibles). Ceci est accentué par le fait que les fournisseurs collectent les redevances relatives aux réseaux de transport et de distribution auprès des clients et prennent, par conséquent, des risques débiteurs liés aux clients ;

B.3.1.6 Fourniture aux clients éligibles résidentiels

693. Le marché de la fourniture aux clients éligibles résidentiels est actuellement seulement constitué des ménages en Flandre. Les ménages à Bruxelles et en Wallonie rejoindront ce marché quand ils deviendront éligibles, c'est-à-dire le 1er janvier 2007.

694. Le marché de la fourniture aux clients résidentiels est à distinguer de celui de la fourniture aux petits clients industriels et commerciaux pour des raisons déjà expliquées ci-dessus.

695. Bien que l'enquête menée par la Commission ait confirmé l'opportunité d'introduire une distinction entre les marchés de fourniture différents selon le type de clients fournis, il convient de noter que cette distinction n'est pas indispensable pour l'évaluation de la concentration proposée. Indépendamment de cela, si une telle distinction est maintenue ou si l'on considère, comme les parties le proposent, un marché plus large de la fourniture aux clients éligibles toutes catégories confondues, la conclusion de l'analyse concurrentielle faite plus loin, serait la même.

B.3.2. LES MARCHES GEOGRAPHIQUES EN CAUSE

B.3.2.1. Génération et vente en gros d'électricité

696. La Commission européenne, dans ses décisions précédentes (403), a généralement défini le marché en gros de l'électricité comme ayant une étendue géographique nationale. Elle a parfois laissé ouverte la possibilité de marchés plus larges que nationaux. À la lumière des directives 2003-54-CE et 2003-55-CE du Conseil, il convient d'examiner la possibilité d'émergence de marchés plus larges que nationaux. Pour trancher la question de savoir si un marché a une dimension nationale ou plus large que nationale, la Commission s'est souvent appuyée sur l'existence de restrictions à la capacité disponible dans les interconnexions avec les pays voisins.

697. L'enquête de marché a confirmé que le marché de gros a une dimension nationale. La grande majorité des réponses considère ce marché comme étant national. Souvent, le manque de capacité d'interconnexions est mentionné comme en constituant la raison principale (404).

698. Le réseau d'ELIA est interconnecté avec les réseaux de transport des Pays-Bas, celui de la France ainsi que le réseau de Sotel au Luxembourg.

Le réseau Sotel au Luxembourg

699. Le réseau belge est interconnecté avec une partie du réseau luxembourgeois, en particulier, le réseau Sotel. Le réseau Sotel ne couvre qu'une partie du Luxembourg et n'est pas connecté avec d'autres réseaux de transports qu' ELIA, ni même (en régime de fonctionnement normal) avec le réseau Cegedel qui couvre le reste du territoire du Luxembourg (405).

700. Aucune congestion n'existe entre les réseaux d'ELIA et Sotel. ELIA fournit les services auxiliaires et le courant d'ajustement requis pour gérer le réseau de Sotel sur lequel les mêmes règles de marché s'appliquent que celles valables pour le réseau belge (406).

701. On peut toutefois douter de l'appartenance du réseau de Sotel au marché géographique belge étant donné qu'ELIA et Sotel n'ont pas établi la tarification pour l'usage du réseau de Sotel (407). Selon la Commission, il est donc difficile, voire impossible, pour des tiers de proposer de l'électricité aux clients connectés au réseau de Sotel. Ainsi, les conditions de concurrence diffèrent sensiblement entre le réseau de ELIA et celui de Sotel.

702. Cependant, cette question peut être laissée ouverte puisque les positions des parties ne sont pas sensiblement affectées par l'inclusion ou l'exclusion du réseau Sotel. Pour les besoins de la présente décision, le réseau Sotel et les activités des parties dans la zone du Luxembourg couverte par ce réseau sont exclus. (408)

Les interconnexions entre la Belgique et la France et les Pays-Bas

703. Selon les parties, le taux de congestion (nombre d'heures pour lesquelles la demande de capacité est plus grande que la capacité disponible en % du nombre total d'heures) de la France vers la Belgique a été de [40-50]* % en 2003, [20-30]* % en 2004, et [20-30]* % en 2005. Dans le sens inverse (de la Belgique vers la France) la congestion a été rare au cours de cette période.

704. En ce qui concerne l'interconnexion belgo-néerlandaise, les taux de congestion pour la capacité de la Belgique vers les Pays-Bas a été de [20-30]* % en 2003, [30-40]* % en 2004, et [40-50]* % en 2005 selon les parties. Dans le sens inverse, la congestion a été rare au cours de cette période.

705. Le sens des congestions à la frontière méridionale et septentrionale de la Belgique montre que la Belgique constitue un pays de transit pour l'électricité produite en France et consommée aux Pays-Bas. Cette observation est cohérente avec des différences des prix de l'électricité systématiques entre ces pays: la France a généralement des prix plus bas que la Belgique, et les Pays-Bas des prix plus élevés.

706. Une augmentation des prix en Belgique augmentera la demande pour des importations à partir de la France. Etant donné le fait que l'interconnexion sur la frontière Sud de la Belgique est déjà caractérisée par un taux de congestion élevé en direction de la Belgique, les importations à partir de la France ne peuvent pas exercer une pression concurrentielle supplémentaire.

707. La direction de congestion entre les Pays-Bas et la Belgique, en principe, permettra une importation plus élevée de l'électricité produite. Cependant, l'électricité produite aux Pays-Bas ne peut pas exercer de pression concurrentielle sur le niveau de prix en Belgique puisque son prix est sensiblement plus élevé que celui de l'électricité produite en Belgique (ce qui bien sûr explique pourquoi l'interconnexion est congestionnée dans l'autre sens).

708. En effet,

a) en moyenne, le prix de l'électricité aux Pays-Bas en 2005 était environ 5% plus élevé que celui de l'électricité disponible en Belgique pendant les jours de semaine ainsi que pendant les week-ends et jours fériés (409) ;

b) du point de vue horaire, le prix de l'électricité aux Pays-Bas était plus de 5% plus élevé qu'en Belgique pendant 41% des heures en 2005 (410)

c) du point de vue saisonnier, les différences entre les Pays-Bas et la Belgique des prix moyens de l'électricité par mois varient d'une façon significative, avec des écarts plus importants en novembre, décembre et janvier d'environ 10%, voire plus (411).

709. Des différences de prix significatives et continues prouvent de façon tangible que la présence de générateurs aux Pays-Bas ne constitue pas une contrainte compétitive importante pour les générateurs établis en Belgique. Les données citées ci-dessus suffissent à elles seules pour soutenir que le marché belge constitue un marché géographique distinct de celui des Pays-Bas.

710. Il convient également de noter que les prix .forward. entre les Pays-Bas et la Belgique ne montrent pas de convergence d'ici fin 2008 (412). Les acteurs du marché n'anticipent donc pas une évolution du commerce entre la Belgique et les Pays-Bas (comme des augmentations de capacité des interconnexions ou l'introduction du couplage des marchés) susceptible d'entraîner une intégration des marchés belge et néerlandais plus poussée qu'aujourd.hui.

711. Au sujet de l'exercice potentiel d'une pression concurrentielle concernant l'électricité importée, il convient d'ajouter que :

a) l'existence d'un marché géographique belge séparé de celui des Pays-Bas et de celui de la France est soutenue aussi par l'élément suivant : pour être compétitif, il ne suffit pas pour un fournisseur qui revend en Belgique de l'électricité importée que les prix desdites importations d'électricité soient compétitifs seulement pendant certaines heures, certains jours ou certaines saisons, étant donné qu'un fournisseur s'engage auprès de ses clients pour la fourniture d'électricité pour des périodes plus longues et en continu ;

b) les prix pour la fourniture aux clients finals sont souvent fixés pour plusieurs années. Par contre, la disponibilité de la capacité d'interconnexions ainsi que les prix y afférents ne peuvent pas être connus pour plus d'une année à l'avance (413). Ceci crée des risques pour les fournisseurs d'électricité qui importent leurs besoins ou une partie de ceux-ci en électricité (414), d'autant plus que les marges sur les activités de fourniture sont faibles ;

c) les risques de déséquilibre ne sont pas symétriques. Les acteurs du marché dépendant de l'électricité importée sont davantage exposés aux risques de déséquilibre que ceux qui ont de la capacité de production (flexible) en Belgique. Les nominations sur les interconnexions doivent être faites pendant la matinée du jour précédant la livraison physique. Les fluctuations de demande qui ne sont connues qu'après cette échéance ne peuvent pas être corrigées et entraîneront des charges d'ajustement (415). Même en l'absence d'erreurs dans la prévision de la demande, les risques de déséquilibre sont plus élevés puisque la résolution temporelle pour les nominations sur les interconnexions est horaire, tandis que le régime d'ajustement de la Belgique a une résolution temporelle de 15 minutes (416). Par conséquent, même les fluctuations de la demande correctement prévues dans l'heure (telle que celles qui se produisent à l'aube) ne peuvent pas être compensées et entraîneront des charges d'ajustement. Tous les concurrents des parties comptent sur les importations d'électricité ou possèdent des capacités de génération en Belgique qui ne permettent pas l'auto-ajustement (self-balancing). Le nouveau système d'équilibre mis en place au 1er janvier 2006, même s'il est basé maintenant sur les coûts réels d'activation des réserves secondaires et tertiaires (417), est considéré comme encore plus pénalisant pour les nouveaux entrants en raison de la suppression de la marge de manœuvre de +10% qui existait précédemment (418). Les risques liés aux importations sont confirmés plus en détail par les expériences de RWE, Nuon et SourcePower décrites ci-dessus ; Comme les parties l'ont souligné, la feuille de route établie par la CRE, la CREG et le DTe le 7 décembre 2005 prévoit l'introduction d'un mécanisme d'échanges dits .intra-day. transfrontalier. L'introduction d'un tel mécanisme permettrait aux importateurs de changer les volumes importés moins d'un jour avant la livraison physique et pouvait, dans une certaine mesure, diminuer les risques liés au commerce d'électricité transfrontalier. Cependant, les GRTs ne font qu'une première proposition pour un système d'échanges .intra-day. le 1er août 2006 et il ne peut être mis en œuvre qu'après l'approbation des trois Régulateurs concernés. Même une fois introduit, on peut penser que l'usage du commerce intra-day resterait toutefois limité puisqu'il n'est pas prévu de réserver des capacités d'interconnexions dédiées (419). La disponibilité de la capacité pour l'échange intra-day dépend donc essentiellement des flux de boucle (420). Les flux de boucle sont, par définition, hautement imprévisibles et, par conséquent, les possibilités d'effectuer des échanges intra-day le sont également.

d) les importations nettes d'énergie électrique de la Belgique se sont élevées à près de 6,2TWh en 2005, soit une réduction d'environ 1,6TWh par rapport à 2004.

712. La Commission avait soulevé dans sa communication des griefs l'importance du fait de disposer de la capacité de génération localisée sur le territoire belge. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties ont souligné que l'accès aux marchés de la fourniture ne nécessite nullement de disposer d'unités de génération situées en Belgique compte tenu des capacités d'interconnexion disponibles et du fait que les possibilités des concurrents de construire des unités de production sont suffisantes (421).

713. Tout d'abord, l'argumentation des parties ignore qu' il existe des barrières importantes pour la construction des nouvelles unités de génération (voir ci-dessous) et que l'importation d'électricité est gouvernée par d'autres facteurs (déjà exposés ci-dessus) impliquant qu'il est fallacieux de prétendre que la disponibilité des capacités d'importation, bien qu'étant une condition nécessaire, suffit pour s'établir comme concurrent viable.

714. Déjà dans sa communication des griefs, la Commission avait souligné que les désavantages liés à la dépendance des importations étaient encore bien aggravés par l'absence de liquidité du marché du négoce d'électricté en Belgique. Ceci peut être soutenu par plusieurs exemples liés à des concurrents des parties qui ont essayé d'entrer en Belgique.

RWE

715. RWE a essayé de pénétrer le marché belge en 2000. Un portefeuille important de clients était planifié avec un approvisionnement, entre autres, via des importations. Par la suite, en raison des problèmes de congestion, RWE a eu des problèmes pour acquérir des capacités d'interconnexion, et a dû liquider son portefeuille de clients en 2001 et 2002 (422).

716. RWE a ensuite pénétré le marché belge en construisant, en joint venture avec SUEZ(Electrabel), une centrale électrique à Zandvliet principalement pour la fourniture d'un seul client industriel, BASF. Cependant, même en ayant l'accès à la capacité de génération, RWE n'a pas été en mesure de développer ses activités. En effet, " RWE a été actif sur le marché de la fourniture d'électricité aux grands clients industriels de 2000 à 2004 mais [...] a finalement décidé de se retirer du marché. [...]. Même avec l'appui des capacités de génération (minimes) (423), il n'était pas possible de servir les clients en étant largement dépendant du marché de gros. RWE est, en particulier, arrivé à la conclusion, basée sur ses propres expériences (assez considérables) de 2001 à 2004, selon laquelle le marché de gros belge manquait et manque encore du degré de liquidité requis pour gagner des profils complémentaires flexibles à des prix compétitifs (424).

717. Dans leur réponse à la communication des griefs (425), les parties ont remarqué que RWE était tout à fait capable d'alimenter ses clients belges à partir de sa production allemande via le réseau néerlandais vu l'absence de congestion entre les Pays-Bas et la Belgique. Elles ajoutent que s'il y existe de la congestion sur la frontière entre les Pays-Bas et l'Allemagne, ceci incombe à RWE même, compte tenu de son contrôle sur RWE Transportnetze Strohm GmbH, le GRT coté allemand de cette frontière.

718. Cet argument doit être rejeté. Il est vrai que l'interconnexion des Pays-Bas vers la Belgique est rarement congestionnée. Par contre, la Commission confirme que les interconnexions des Pays-Bas et de l'Allemagne en direction des Pays-Bas le sont souvent. L'argument ne change donc rien à l'argument avancé par la Commission. Le fait que RWE contrôle RWE Transportnetze Strohm GmbH n'est pas pertinent dans ce contexte.

SourcePower

719. L'exemple SourcePower (426) illustre également bien les risques liés à une stratégie basée sur les importations.

720. SourcePower était entré sur le marché belge en janvier 2002 avec une source d'approvisionnement de l'électricité importée de la Suisse en utilisant l'interconnexion sur la frontière entre la France et la Belgique (427) et avait constitué un portefeuille de clients, selon SourcePower, de 7% du marché flamand libéralisé à cette époque. (428)

721. En mai 2002, SourcePower s'est trouvé dans l'impossibilité d'importer de l'électricité via l'interconnexion à la frontière entre la France et la Belgique ainsi que l'interconnexion avec les Pays-Bas et fut contraint d'acheter de l'électricité chez SUEZ(Electrabel), seule source d'approvisionnement ayant des capacités de génération localisées en Belgique. Cependant, des transactions de fourniture n'ont pas eu lieu bien que SourcePower eût été prêt à entrer dans des telles transactions. Ainsi exposé au système d'équilibrage d'ELIA (à des prix nettement plus élevés que sa source d'approvisionnement initiale de l'électricité Suisse (429)) des problèmes financiers ont ensuite forcé SourcePower à cesser ces activités de livraison.

722. Il convient de noter que SourcePower n'aurait pas été contraint de se tourner vers Suez(Electrabel) s'il avait eu accès à de la capacité de génération propre à SourcePower ou via un marché négoce d'électricité liquide (430).

Nuon

723. Nuon a également souligné les difficultés liées à une stratégie, d'entrée basée sur l'importation d'électricité, surtout dans un contexte d'absence de liquidité du marché de négoce dont résulte l'importance de l'accès à la capacité de génération flexible. En particulier, selon Nuon (431):

* [...] l'absence de liquidité sur le marché de gros (le marché de gros (432) est un marché - s'il est digne de ce nom en ayant une liquidité suffisante pour p.ex. 2007 ou pour 2008,.2009, etc.- qui consiste en des livraisons de blocs, des rubans, de base ou de pointe) réduit nos possibilités pour livrer de tels grands volumes. Nous ne sommes pas non plus capables d'importer de tels grands volumes. A cause des risques liés au passage des frontières nous sommes obligés de nous approvisionner chez les producteurs locaux qui ne nous font pas toujours des offres soit nous font des quotations à des niveaux de prix au-dessus d'Endex (433). A part de tels blocs, un fournisseur doit effectivement encore faire du "shaping", c'est-à-dire, se procurer les volumes résiduels entre le profil effectif (qui est continu et capricieux sur base journalière/hebdomadaire/mensuelle/saisonnière) et les blocs du marché de gros. Nuon doit donc aussi importer ces volumes résiduels parce qu'un tel produit n'est pas disponible sur le marché. Nous ne pouvons pas l'importer à cause du risque trans-frontalier [. ] Balancing : en raison du système d'équilibre d'Elia, les risques de déséquilibre des grands clients individuels deviennent importants. Nuon n'a pas de .pump stations.434 qui puissent atténuer les risques de déséquilibre ; de même, le transfrontalier ne permet pas de servir d'une façon adéquate les changements de profil quarthoraires435. [...] le manque quasi-total de possibilités pour obtenir de la production flexible d'électricité, soit via des centrales propres soit via des positions contractuelles, ne permet pas à Nuon Belgique de jouer un rôle actif [...] 436

724. Un grand nombre de réponses a souligné l'importance de l'absence d'un marché liquide de négoce d'électricité physique et financier en Belgique (437). En effet, les contraintes imposées par le manque de capacité d'interconnexion sont encore aggravées par l'absence de liquidité du marché de négoce d'électricité. Cette absence pénalise surtout les parties ayant peu ou pas de capacité de génération localisée en Belgique (438).

725. Les désavantages des fournisseurs qui dépendent des importations se révèlent encore plus importants sur le marché de la fourniture des gros clients industriels et commerciaux. En effet, les quantités consommées par de tels clients nécessitent de facto des contrats dits .back-up. pour éviter des grands déséquilibres en cas d'imprévus. Vu l'insécurité de la capacité disponible aux interconnexions, il est impossible de conclure des contrats de .back-up. avec des producteurs étrangers (439). Ceci pousse les fournisseurs qui dépendent des importations à signer des contrats de .back-up. avec les producteurs dotés de capacités de production localisées en Belgique.

726. En tout état de cause, la Commission considère que le marché de l'électricité en gros en Belgique est de dimension nationale.

B.3.2.2 Négoce d'électricité

727. La Commission a précédemment écarté l'existence d'une dimension européenne pour le marché du négoce d'électricité (440). Elle s'est fondée sur des raisons structurelles telles que la disponibilité de capacités limitées d'interconnexion réduisant, pour les négociants, les occasions d'arbitrage entre les écarts de prix entre les différents États membres. Elle a également fait valoir que l'absence de contrats-types ou, à tout le moins, de contrats comparables rend l'arbitrage plus difficile.

728. En effet, pour des raisons déjà élaborées ci-dessus pour le marché de génération et de vente en gros d'électricité, l'étendue géographique du marché de négoce d'électricité est national. En outre, les contrats négociés en Belgique et dans les pays limitrophes sont aussi d'une nature différente, en particulier les contrats de pointe, ce qui rend l'arbitrage entre le marché de négoce belge et celui d'autres pays plus difficile.

729. Il convient d'ajouter que le marché de négoce d'électricité belge n'est pas liquide par rapport à celui des pays voisins et est, donc caractérisé par des conditions de concurrence très différentes de celles des pays limitrophes (voir ci-dessous).

730. Les parties s'alignent sur la pratique de la Commission et considèrent que le marché pour le négoce d'électricité a une étendue géographique nationale mais font cependant valoir que la situation du marché du négoce d'électricité a changé avec l'extension récente de la capacité d'interconnexion. Le lancement de BELPEX et du couplage des marchés changera également favorablement les conditions sur ce marché.

731. Il convient donc d'ajouter que la Commission a douté de l'existence de marchés plus étendus que les secteurs de contrôle oriental et occidental au sein du Danemark. En effet, le Nordpool, liant les réseaux de transport de différents pays du Nord de l'Europe plaide davantage en faveur d'un marché supranational que le seul projet de coupler les bourses d'électricité de France et des Pays- Bas avec la bourse belge BELPEX (non active pour l'instant) dans le contexte de cette affaire. (441)

732. Par conséquent, même l'introduction de BELPEX et du système associé du couplage avec les Pays-Bas et la France (un système qui présente des similitudes avec le système Nordpool actionné dans les pays nordiques), n'est pas susceptible de conduire à une conclusion différente en ce qui concerne la dimension géographique du marché de gros de l'électricité belge. En effet, bien que l'introduction d'un système de couplage des marchés puisse améliorer l'efficacité de l'utilisation des capacités d'interconnexion disponibles, ceci ne change en rien les contraintes physiques des réseaux concernés. En effet, il est très probable que la congestion continuerait à exister, surtout pendant les périodes de pointe (442).

B.3.2.3 Services auxiliaires et courant d'ajustement

733. Dans la pratique décisionnelle de la Commission, les marchés des services auxiliaires et du courant d'ajustement sont nationaux (443), ou, pour être plus précis, délimités par le secteur de contrôle de l'opérateur du réseau de transport (444). ELIA gère aussi le réseau Sotel au Luxemburg, mais ceci n'est pas important pour l'évaluation de la concentration proposée (445).

734. Les parties conviennent que le marché des services auxiliaires et du courant d'ajustement est national. Une large majorité des réponses à l'enquête de marché ont confirmé que le marché des services auxiliaires et du courant d'ajustement est national (446).

735. En effet, le réglage de la tension et de la puissance réactive, la capacité .blackstart. et les services de gestion de congestions ne peuvent, pour des raisons purement techniques, être achetés qu'à des compagnies ayant des capacités de génération connectées dans la zone de réglage concernée. Le cadre réglementaire international d'UCTE impose aussi des contraintes importantes sur les achats par les GRD des réserves primaire, secondaire et tertiaire hors zone de réglage (447). Ceci nécessite en outre la réservation de capacité sur les interconnexions, ce qui impose encore des contraintes supplémentaires au vu de la rareté de ceux-ci. En effet, EDF confirme que, à l'heure actuelle, les services de fourniture des réserves primaire, secondaire et tertiaire sont des marchés accessibles aux seuls producteurs présents sur la zone d'équilibrage belge (448).

736. La CREG confirme que dans les contrats de services auxiliaires d'ELIA pour 2006, tous les services auxiliaires sont assurés par des ressources situées dans la zone de réglage belge. Le service auxiliaire le plus susceptible d'être assuré par des ressources situées hors de la zone de réglage d'ELIA est le service de réserve tertiaire (449). ELIA a précisé qu'un approvisionnement marginal à l'extérieur de la Belgique a pu être réalisé (450). Il s'agit ici cependant d'une réserve tertiaire inter-TSO de dernier recours, organisée par ELIA, entre RTE et TenneT, respectivement, les gestionnaires de réseau de transport français et néerlandais, et, donc, ces achats ne concernent pas des achats à des compagnies d'électricité établies hors zone de réglage en concurrence avec celles établies dans la zone d'équilibrage belge (451).

737. Le marché des services auxiliaires et du courant d'ajustement est donc national.

B.3.2.4 Fourniture aux gros et aux petits clients industriels et commerciaux

738. La Commission (452) a constaté à plusieurs reprises que les marchés de fourniture aux clients en aval sont de dimension nationale.

739. En effet, il n'est pas envisageable que la dimension des marchés de fourniture aux clients finals soit plus étendue que nationale pour les raisons déjà expliquées ci-dessus.

B.2.2.5 Fourniture aux clients résidentiels

740. La Commission (453) a constaté à plusieurs reprises que les marchés de la fourniture aux clients en aval sont de dimension nationale. Toutefois, dans une décision plus récente, la Commission a envisagé l'existence de marchés infranationaux pour la fourniture des clients résidentiels, tout en laissant finalement la question ouverte (454).

741. En effet, les conditions réglementaires dans les trois régions ne sont pas entièrement homogènes, en particulier en ce qui concerne le moment de l'ouverture de ce groupe de clients à la concurrence dans ces trois régions. Les marchés de fourniture d'électricité aux clients résidentiels ne sont actuellement ouverts à la concurrence qu'en Région flamande où les clients résidentiels sont éligibles depuis le 1er juillet 2003. En Région wallonne et dans la région Bruxelles Capitale, les clients résidentiels seront éligibles à partir du 1er janvier 2007.

742. La Commission est donc d'avis que les marchés de fourniture aux clients résidentiels sont régionaux. Comme argument subsidiaire, les effets de la concentration proposée sur un marché hypothétique de fourniture aux clients résidentiels avec une étendue géographique nationale seront analysés.

743. Il convient d'ajouter qu'il n'est pas envisageable que la dimension des marchés de fourniture aux clients finals soit plus étendue que nationale pour les raisons déjà expliquées ci-dessus.

B.4. L'analyse concurrentielle

744. Selon le rapport annuel 2005 de la CREG, la production d'électricité nette en Belgique; en 2005, s'est élevée à 83.3 TWh. La consommation d'électricité par secteur d'activité est résumée dans le tableau ci-dessous.

B.4.1 Effets horizontaux

B.4.1.1 Le marché de gros de l'électricité

745. La production nationale d'électricité fait appel à différents combustibles. L'électricité produite à partir de combustibles nucléaires a représenté en 2004 55,1% de toute l'électricité produite en Belgique. L'électricité produite en utilisant le gaz naturel a représenté 26,6%, celle utilisant des combustibles solides (comme le charbon) 17,0%. Les 5,8% restants ont été produits en utilisant des combustibles liquides (tels que le fioul), d'autres sources thermiques, l'énergie hydraulique ou éolienne.

746. En 2003, 2004 et 2005, la production d'électricité nette produite par le parc de production localisé en Belgique s'est élevée respectivement à 80.8, 81.4, et 83.3 TWh. La Belgique est un importateur net d'électricité. En 2003, 2004, et 2005 les importations nettes ont été respectivement de 6,3, 7,6 et 6,4 TWh, représentant 7,3%, 8,6%, et 7,1% de la production d'électricité annuelle nette.

747. Sur le marché de gros de l'électricité, les parties auraient une part de marché cumulée de [80-90]* % ([80-90]* % produit en Belgique et [0-5]* % importé) comme mesurée en production d'électricité nette. GDF (via SPE) est aujourd'hui le concurrent le plus important de SUEZ (via Electrabel) avec [5-10]* % de la production nette ([5-10]* % produit en Belgique et [0-5]* % des importations). Ces données ont d'ailleurs été confirmées par la CREG en ce qui concerne la production nette en Belgique et le total des importations. (455)

748. En 2005, 7.1% de l'électricité consommée en Belgique était d'origine étrangère. Souvent, elle est importée à des prix inférieurs aux prix pratiqués en Belgique. Cependant, les concurrents qui s'appuient ou souhaitent s'appuyer uniquement sur de telles importations ne peuvent pas exercer de pression concurrentielle sur Suez. En raison de la capacité de génération très limitée dont disposent les concurrents des parties (457) et du manque de liquidité sur le marché de négoce d'électricité (voir ci-dessous), leurs activités sur le marché de gros doivent en grande partie se limiter à l'importation. L'importation d'électricité est cependant associée à des désavantages concurrentiels substantiels (voir ci-dessus). L'accès aux capacités de production localisées en Belgique est donc d'une grande importance pour pouvoir s'établir comme un concurrent fiable sur un marché d'électricité donné (458) et il convient d'évaluer l'accès des parties aux capacités de génération en Belgique.

749. SUEZ (Electrabel) possédait en 2005 [70-80]*% (VPP inclus) des moyens de génération localisés en Belgique. GDF (SPE) contrôlerait [5-10]*%. L'entité fusionnée contrôlerait donc [80-90]*% de la capacité de génération installée en Belgique. Ces données ont d'ailleurs été confirmées par les données fournies par la CREG (459).

750. Il s'ensuit que les concurrents des parties dotés de la capacité de génération en Belgique sont peu nombreux. En effet :

a) EDF dispose de [40-50]* %, soit [400-500]* MW, de la capacité de l'unité 1 de la centrale nucléaire à Tihange (Electrabel possédant la capacité restante de cette unité) ;

b) RWE a construit, conjointement avec Electrabel, une centrale alimentée au gaz mise en service en 2005. 50%, ou environ 200 MW, de la capacité est disponible pour RWE mais la plus grande partie de cette capacité est destinée à BASF, sur le site duquel l'unité de génération a été construite ;

c) Nuon possède une éolienne en Belgique ;

d) En 2005, les unités de production décentralisées, qui représentaient [0-5]*% de la capacité installée en Belgique ont produit [0-5]* GW. , Aucune de ces unités n'est possédée ou exploitée par les concurrents des parties susmentionnés ;

e) Enfin, [0-5]* GW ou [0-5]*% de la capacité installée en Belgique appartient aux auto-producteurs (généralement des entreprises industrielles qui consomment l'électricité produite sur leurs propres sites) (460).

751. Les parties ont fait remarquer dans leur réponse (461) à la décision 6(1)(c) que le Ministre belge compétent a récemment délivré des autorisations à un certain nombre de concurrents en vue de la construction de nouvelles installations de production d'électricité. Ceci est correct, mais ne tient pas compte du fait que les parties ont également des projets de construction en cours. Selon la CREG (462), jusqu'à 2009 inclus, la mise en service de 7 unités soit nouvelles soit existantes mais avec une capacité de production renforcée, est prévue. Les parties représentent environ [50- 60]*% des augmentations de capacité de production prévues. En conséquence, la position importante des parties en ce qui concerne la capacité installée en Belgique ne changerait pas sensiblement d'ici 2010. Il peut en être déduit que la part des parties dans la capacité de production ne diminuerait que d'environ [0-5]*% pour atteindre [80-90]*% d'ici 2010.

Augmentations des capacités de génération prévues en Belgique jusqu'à 2009 (Unité ayant une capacité de 25 MW ou plus).

752. Il faut en outre souligner que les barrières pour l'accès à la génération, en général, et la construction de nouvelles capacités de génération, en particulier, sont importantes. Ceci est développé plus en détail ci-dessous.

753. Dans sa communication des griefs, la Commission avait souligné que le parc de génération de SUEZ (Electrabel) présente des caractéristiques qui lui confèrent une position particulièrement avantageuse. En outre parce que : (1) il comprend une grande partie de la capacité nucléaire qui (i) a été amortie et (ii) ne nécessite pas des permis CO2 (iii) est une capacité de base (463) très compétitive par rapport aux capacités qui peuvent être construites par les nouveaux entrants (charbon); (2) il est diversifié en termes de combustibles ce qui le protège contre les risques liés aux changements de prix relatifs des combustibles (464) ; (3) SUEZ (Electrabel) a un accès avantageux (via Distrigaz) au gaz et de la flexibilité pour ses unités de génération au gaz, un avantage d'autant plus important que SUEZ dépend moins du gaz comme combustible (en raison de ses unités au charbon et nucléaires) pour ses centrales et que le gaz est important pour les extensions futures de sa capacité de génération.

754. Les parties ont contesté cette thèse (465). Cependant :

a. il ne peut pas être nié que le fait que SUEZ dispose d'une capacité très importante de génération de base nucléaire par rapport à tout autre participant sur les marchés belges d'électricité (GDF(SPE) et EdF inclus (466)) lui confère des avantages financiers très importants. Cet avantage concurrentiel est non reproductible vu le moratoire sur la construction de centrales nucléaires en Belgique ;

b. même par rapport au seul autre producteur d'électricité ayant un portefeuille diversifié en termes de combustible, GDF(SPE), SUEZ(Electrabel) est nettement mieux protégé contre les changements des prix relatifs des combustibles. En effet, bien que SUEZ ait pu, remplacer d'une façon significative, la production d'électricité au gaz par la production au charbon suite au renversement des prix relatifs des combustibles (467), cette possibilité n'était pas ouverte à SPE qui ne disposait pas de centrales au charbon. Cet avantage est difficilement reproductible en raison de la difficulté de construire de nouvelles centrales, surtout des centrales au charbon (voir ci-dessous) (468) ;

c. L'accès au gaz de SUEZ (via Distrigaz) pour la production d'électricité comporte un avantage concurrentiel important vu que, à part SUEZ(Distrigaz), seul un autre fournisseur (GDF) est en mesure de fournir les centrales au gaz (voir ci-dessus). SUEZ(Electrabel) est ainsi assuré d'une offre compétitive en termes de gaz et de la flexibilité y afférente et n'est pas exposé aux conditions défavorables du marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité belge. Il convient de signaler que la fusion proposée renforcerait encore davantage les atouts concurrentiels de SUEZ(Electrabel).

755. Il découle de ce qui précède que SUEZ (Electrabel), vu sa part de marché dans la génération et l'importation d'électricité et sa position avantageuse due à l'accès à la capacité de génération localisée en Belgique, est en position dominante sur le marché de gros d'électricité belge. Il s'ensuit également que GDF (SPE), vu sa part de marché et en particulier l'accès aux capacités de génération localisées en Belgique, est le concurrent le mieux placé pour exercer une pression concurrentielle sur SUEZ (Electrabel). La concentration proposée renforcerait donc la position dominante de SUEZ sur le marché de gros d'électricité belge.

756. Les effets de la concentration proposée sur le marché de gros de l'électricité sont encore aggravés si l'on prend en considération les portefeuilles de génération des parties. Puisque l'électricité ne peut pas être stockée (469), la production effective d'électricité doit suivre de près la demande d'électricité. Ceci s'effectue dans un marché efficace en réduisant la production ou en mettant entièrement hors circuit l'unité de génération qui a les coûts marginaux les plus élevés à un moment donné. Les centrales aux coûts marginaux les plus faibles produiront donc presque toujours de l'électricité (elles sont donc appelées des centrales de base (ou .base-load.). Les unités de génération avec des coûts marginaux plus élevés produiront l'électricité régulièrement mais pas toujours (centrales 'mid-merit') voire seulement à une période de demande de pointe (des centrales de pointe (ou .peak-load.)).

757. Les coûts marginaux sont étroitement liés aux coûts du combustible. Les centrales nucléaires sont considérées comme des installations de base, tandis que les unités alimentées au charbon constituent le mid-merit. Les unités alimentées au gaz sont normalement des centrales de mid-merit ou pointe. Ce raisonnement est confirmé par les coûts marginaux par unité de génération et type de combustible fournis dans la notification (470).

758. SUEZ (Electrabel) possède des centrales de base, mid-merit ainsi que de pointe. SPE possède principalement des centrales alimentées au gaz de .mid merit. et de pointe. Sur un marché concurrentiel, les prix de l'électricité sont fixés par la centrale avec les coûts marginaux les plus élevés produisant l'électricité à un moment donné, donc par le producteur qui se trouve à l'extrémité élevée de la courbe d'offre (souvent appelée la .courbe du mérite. dans l'électricité). Par conséquent, avec la concentration, Electrabel n'absorbe pas simplement son concurrent le plus important mais élimine également le seul producteur d'électricité en Belgique qui est aussi présent sur des parties de la courbe d'offre où le prix est déterminé, renforçant ainsi fortement la capacité des parties de déterminer les prix sur le marché de gros de l'électricité en Belgique.

759. Les parties estiment que cette thèse de la Commission est basée sur une analyse ponctuelle du portefeuille de production de GDF(SPE). Les parties expriment essentiellement l'idée que les centrales de SPE se trouvent dans des parties de la courbe de mérite qui fixe le prix d'électricité seulement parce que le prix du gaz est temporairement très élevé par rapport au prix du charbon.

760. Cette thèse est cependant contredite par les faits. En effet, les .spark spreads. pour la génération d'électricité à partir du gaz et du charbon n'indiquent pas de changement des prix relatifs du gaz et du charbon d'ici fin 2008 (471); ils indiquent encore moins qu'un changement des prix relatifs tel qu'un changement dans l'ordre de mérite des centrales au gaz et charbon est à envisager.

761. De toute façon, même si un changement des prix relatifs du gaz et du charbon se traduit par un renversement entre les centrales au charbon et les centrales au gaz dans l'ordre de mérite, les centrales au gaz (dès lors devenues mid-merit) continuent à avoir une influence sur le prix de l'électricité. Cette influence ne s'exercerait qu'à un niveau de demande d'électricité plus faible, c'est-à-dire, à d'autres moments de la journée et/ou de l'année.

762. Ceci est aggravé en outre par le fait que d'autres parties dotées de la capacité de génération en Belgique ont : soit de la capacité de base-load (EDF), de la capacité de production décentralisée ou de la génération éolienne (NUON) qui ne peuvent pas constituer une contrainte concurrentielle parce qu'elles ne peuvent pas être maniées avec la flexibilité requise pour réagir aux mouvements des prix ; soit (RWE) de la capacité qui est en grande partie destinée à être vendue à un client unique. La capacité ainsi disponible pour les concurrents après fusion est susceptible d'avoir un effet négligeable sur les prix du marché de gros.

763. La position avantageuse de GDF (SPE) par rapport à d'autres concurrents d'Electrabel est encore renforcée par l'accès que GDF peut fournir aux approvisionnements en gaz naturel (combustible important pour les centrales actuelles de SPE) et la fourniture du gaz flexible (important pour optimiser les centrales au gaz, voir ci dessous). Ceci est d'autant plus grave que les nouvelles capacités de génération sont des centrales au gaz (voir ci-dessous) et les centrales existantes de SPE et ses capacités futures de génération en construction à Ham et Angleur sont des centrales au gaz (472).

B.4.1.2. Services auxiliaires et courant d'ajustement

764. Selon les parties elles-mêmes, elles sont actuellement les seuls producteurs d'électricité fournissant les services auxiliaires et d'ajustement à ELIA (473).

765. Le tableau ci-dessous indique les positions des parties sur le marché pour les services auxiliaires et de courant d'ajustements, hors réserves tertiaires. Ces données ont d'ailleurs été confirmées par ELIA (474)

766. Avant l'opération, SUEZ (Electrabel) possède une part très élevée dans les achats d'ELIA qui ne descend pas en dessous de [70-80]*% et atteint même [90-100]*% pour les achats de réserves secondaires (475). Le seul concurrent pour la fourniture de ces services est GDF (SPE). Après l'opération, la part de l'entité fusionnée dans les achats réalisés par ELIA augmenterait jusqu'à [90-100]*% pour les réserves primaire et secondaire, les services .black-start. et le réglage de tension et de puissance réactive. Il s'ensuit que l'opération proposée éliminera toute concurrence pour la fourniture de ces services à ELIA.

767. Seulement pour la fourniture des réserves tertiaires, il existe des sources d'approvisionnement autres que des producteurs d'électricité, notamment des clients interruptibles. Il s'agit ici des gros consommateurs industriels connectés directement au réseau de transport d'électricité belge qui ont conclu des contrats avec ELIA et qui sont disposés, moyennant compensation, à réduire leur consommation d'électricité sans préavis lorsque l'équilibre est menacé sur le réseau de transport d'électricité belge. Un appel de dernier recours peut aussi être fait au titre des arrangements entre ELIA et TenneT et RTE (voir aussi ci-dessous). Il s'agit cependant de quantités Marginales (476).

768. Le tableau ci-dessous indique qu'avant l'opération, SUEZ (Electrabel) avait déjà une part de [50-60]*% dans les achats des réserves tertiaires d'ELIA. Après concentration, la part des parties augmenterait jusqu'à [70-80]*%. Environ [20-30]*% est fourni par [5-10]* clients interruptibles qui ont un contrat avec ELIA selon lequel leur consommation d'électricité peut être réduite sans préavis.

769. En outre, étant donné la capacité de génération à la disposition des autres concurrents et ses caractéristiques techniques, il n'est pas concevable qu'une quelconque concurrence significative subsiste ou puisse potentiellement se développer pour la fourniture de services auxiliaires et de courant d'ajustement (hors réserves tertiaires). Ceci pour les raisons suivantes :

a) les capacités de génération dont dispose EdF (479) et RWE ne sont pas (480) capables de fournir des services auxiliaires et de courant d'ajustement à ELIA. Ceci est également vrai pour Nuon (éoliennes), pour les capacités décentralisées et pour les capacités de co-génération parce qu'elles ne permettent la variation de production contrôlée nécessaire pour livrer des réserves. Déjà pour cette raison, l'argument des parties exprimé dans leur réponse à la Communication des griefs (481), selon lequel une augmentation de leurs prix de fourniture des services auxiliaires et de courant d'ajustement pousserait ELIA à s'adresser à des fournisseurs (potentiels) autres que les parties, comme RWE, doit être réfuté ; Il peut encore être ajouté que :

b) il est économiquement plus intéressant d'offrir ces services avec les centrales qui ne sont pas utilisées pour la production de base et mid-merit puisque cela augmentera les coûts d'opportunité de la capacité gardée en réserve. Les centrales de GDF (SPE) répondent aux deux critères, contrairement à celles des autres propriétaires de capacité de génération en Belgique ;

c) il est nécessaire pour un producteur d'électricité de disposer d'un parc de production local diversifié, c'est-à-dire constitué de plusieurs unités de génération (482), pour pouvoir réserver une partie de l'électricité produite pour offrir des réserves primaire, secondaire et tertiaire et pour s'engager sans risque vis-à-vis du GRT (483). Seuls les parcs de production de SUEZ (Electrabel) et GdF (SPE) répondent à ce critère. Puisqu'aujourd'hui aucun des concurrents des parties ne dispose même d'une seule centrale capable de fournir des services auxiliaires et de courant d'ajustement et puisque les barrières à la construction des unités de génération sont importantes (voir ci-dessus), il est peu probable qu'une pression concurrentielle puisse se développer dans un futur proche ;

d) En ce qui concerne les réserves tertiaires, la situation n'est guère plus favorable. Comme les parties l'affirment (484), seuls les clients qui peuvent réduire leur consommation sans préavis répondent aux besoins de ELIA et donc, a priori, le nombre de consommateurs d'électricité capables de fournir ces services est limité.

e) En tout état de cause, les clients interruptibles ne peuvent pas fournir d'autres services auxiliaires et n'exercent, au mieux, une pression concurrentielle que sur un segment du marché. Contrairement à ce que les parties affirment dans leur réponse à la communication des griefs (485), la Commission est d'avis qu'elle a évalué correctement la pression concurrentielle exercée par les clients interruptibles vu leur part dans la fourniture des réserves tertiaires ainsi que l'importance des réserves tertiaires dans la totalité des services auxiliaires.

770. La position des parties selon laquelle il resterait néanmoins suffisamment de concurrence sur le marché des services auxiliaires et de courant d'ajustement n'est pas crédible.

771. Les parties ont exprimé, dans leur réponse à la communication des griefs (486) , l'opinion selon laquelle les prix sur le marché des services auxiliaires sont régis par les prix du marché de gros d'électricité puisqu'il existe la possibilité de faire de l'arbitrage en offrant des capacités de production aussi bien sur le marché de gros que sur le marché des services auxiliaires.

772. Ce raisonnement ignore cependant les contraintes techniques et économiques, déjà soulevées ci-dessus, qui empêchent les producteurs d'électricité d'agir également comme fournisseurs de services auxiliaires et de courant d'ajustement. En dépit de l'existence d'autres producteurs d'électricité ayant des parcs de génération aptes à offrir du courant de réserve, le marché de gros n'exerce pas une pression concurrentielle sur le marché des services auxiliaires (487).

773. Il est correct que la .feuille de route. établie par la CRE, la CREG et le DTe le 7 décembre 2005 et fournie par les parties, mentionne un mécanisme pour l'échange de courant d'ajustement qui doit être mis en œuvre d'ici au 1er juillet 2007.

774. Cependant, la CREG488 a confirmé que, bien que la .feuille de route. exprime l'intention qu'un mécanisme pour échanger du courant d'ajustement soit introduit, une première proposition par les GRTs n'est prévue que pour le 1er janvier 2007. En plus, il est apparu que les régulateurs préfèrent un système permettant l'échange de courant d'ajustement entre GRT seulement, qui ne permet donc pas aux producteurs d'électricité établis hors zone d'équilibrage belge de faire des offres à ELIA directement.

775. Il ne peut pas être exclu qu'une certaine pression concurrentielle puisse se développer pour la fourniture des réserves. Cependant, cette pression de concurrence ne serait qu'indirecte, incertaine et pas en mesure de compenser les effets de la concentration proposée.

776. Les parties mentionnent dans leur réponse à la communication des griefs que la Commission remet en cause le simple fait que le mécanisme d'échange transfrontalier des réserves entrera en vigueur et qu'il pourra avoir une influence sur le marché des services auxiliaires et de courant d'ajustement.

777. La Commission ne nie pas l'existence d'un engagement d'introduire un tel mécanisme. Cependant, en l'absence de toute information sur les modalités de ce mécanisme (une première proposition n'est prévue que pour le 1er janvier 2007) une prise en compte de cette introduction dans une analyse concurrentielle relève de la pure spéculation. Il convient d'ajouter que le rapport soumis par les parties avec leur réponse à la communication des griefs ne concerne que la fourniture transfrontalière des réserves tertiaires, donc une partie significative mais cependant limitée des services auxiliaires et de courant d'ajustement.

778. Les parties, dans leur réponse à la communication des griefs, ont souligné qu'ELIA a déjà conclu des accords pour la livraison de réserves tertiaires avec Tennet et RTE (les GRT des Pays-Bas et de la France) et que ces contrats représentent une pression concurrentielle importante (489).

779. En effet, il existe des contrats de fourniture des réserves entre ELIA d'une part et Tennet et RTE d'autre part. Cependant, il s'agit ici de contrats qui prévoient que (490):

a) la livraison d'énergie de réserves appelées est liée à la situation d'urgence dans la zone du GRT qui en fait l'appel;

b) l'appel d'énergie de réserve est un appel de .dernier recours. lorsque tous les autres moyens disponibles au GRT qui en fait appel sont épuisés ;

c) la fourniture effective des réserves n'est pas garantie. Le GRT auquel l'appel d'énergie de réserves est adressé n'a une obligation de fourniture que si celui-ci dispose des réserves suffisantes et s'il n'en a pas besoin lui-même pour répondre aux besoins de sa propre zone de réglage ; En outre, la mise à disposition des réserves de Tennet et RTE ne peut pas être déduite de la quantité de puissance de réserves tertiaires contractée par ELIA auprès des producteurs belges, fixée d'avance en concertation avec la CREG (491).

780. Le seul fait que les réserves contractées par ELIA avec Tennet et RTE ne mènent pas à une diminution des réserves qu'ELIA doit contracter avec les producteurs établis en Belgique exclut une pression concurrentielle puisqu' ELIA ne peut pas remplacer les réserves contractées avec les producteurs en Belgique par les réserves contractées avec Tennet et RTE, peu important les conditions dans ces contrats.

781. La même conclusion peut être tirée des conditions des contrats entre ELIA, d'une part et Tennet et RTE, d'autre part. Le (manque de) fermeté des livraisons ainsi que le fait que les réserves ne puissent être appelées qu'après épuisement de tout autre moyen disponible au GRT, c'est-à-dire, les réserves contractées avec les producteurs établis dans sa propre zone d'équilibre, ne permet pas de remplacer les réserves dont ELIA dispose au titre des contrats avec Tennet et RTE par celles mises à disposition par les producteurs dans la zone d'équilibre d'ELIA (492).

782. Il convient aussi de rappeler que les volumes de livraison des réserves par ces moyens sont marginaux.

783. La Commission est donc d'avis que les réserves contractées par ELIA avec Tennet et RTE n'exercent pas une pression concurrentielle sur le marché des services auxiliaires belges (dont, en fait, elles ne font pas partie).

784. Les parties affirment que le risque d'augmentation des prix est limité parce que le prix auquel les réserves sont contractées est soumis pour approbation à la CREG et, in fine, au Ministre en charge de l'énergie (493). En particulier, les parties sont d'avis que l'actuel article 12 paragraphe 1 de la loi du 29 avril relative à l'organisation du marché de l'électricité (Loi Electricité) prévoit que le gestionnaire du réseau soumet une proposition de tarifs des services auxiliaires et de courant d'ajustement à l'approbation de la CREG. Cette dernière peut accepter ou refuser la proposition tarifaire d'ELIA. Dans le cas d'un refus, Elia peut, soit soumettre une nouvelle proposition après renégociations avec les fournisseurs, soit transmettre la proposition tarifaire initiale au Ministre en charge de l'énergie afin que ce dernier tranche en dernier ressort la question des tarifs. Les parties maintiennent que ces deux autorités ont donc la possibilité d'imposer certaines limites tarifaires à ELIA. Les parties ajoutent que la CREG a refusé la proposition tarifaire introduite par ELIA le 30 septembre 2005 inter alia parce que les coûts de certains services auxiliaires étaient jugés trop élevés.

785. Néanmoins, la lecture de la Commission est que la CREG ainsi que le Ministre en charge de l'énergie n'ont pas les pouvoirs pour réglementer le prix de la fourniture de services auxiliaires et d'ajustement des producteurs d'électricité. En fait, ceci ressort déjà d'une lecture des arguments des parties. Bien qu'après le rejet par la CREG de la proposition tarifaire d'ELIA, ce dernier peut être amené (sans obligation) à renégocier les offres faites par les fournisseurs potentiels des services auxiliaires, rien n'oblige pourtant ces fournisseurs à soumettre des propositions plus avantageuses.

786. L'interprétation de la Commission est soutenue par la CREG (494). Elle affirme que lors de l'examen de la proposition tarifaire d'ELIA, la CREG doit notamment évaluer le caractère raisonnable des facteurs de coût et est chargée de rejeter tous les coûts déraisonnables. Cela signifie uniquement que la partie des coûts que la CREG considère comme déraisonnable ne peut pas être reprise dans les tarifs de réseau de transport. La CREG n'est pas habilitée à réguler les prix qu'Elia paie à cet effet à ses fournisseurs. La CREG confirme explicitement qu' " il est donc faux d'affirmer qu'aucun pouvoir de marché ne peut être exercé sur le marché des services auxiliaires et de la capacité de balancing parce que les prix qu'Elia paie à cet effet à ses fournisseurs doivent être approuvés par la CREG ".

787. La CREG (495) attire en plus l'attention sur les courts délais légaux dans lesquels elle doit examiner de vastes dossiers complexes contenant les propositions tarifaires et le budget d'Elia et prendre une décision à leur sujet. En outre, les fournisseurs concernés n'ont, malgré plusieurs demandes en ce sens de la CREG dans le cadre de ces études, accepté de fournir que des informations très limitées relatives à leurs calculs de prix en la matière. Par conséquent, les possibilités d'étude et de contrôle approfondis de la CREG sont fortement limitées dans la pratique en raison de ces délais légaux courts liés à l'approbation des propositions tarifaires et des informations restreintes sur lesquelles elle doit se baser (496).

788. Donc, bien qu'il ne puisse pas être exclu que les autorités belges puissent exercer une certaine influence indirecte sur le marché de la fourniture des services auxiliaires et de courant d'ajustement, cette influence est tout de même limitée par le fait que les pouvoirs formels des autorités belges sont soumis à des limitations pratiques et que leurs possibilités d'étude et de contrôle sont limitées.

789. Il découle de ce qui précède que SUEZ (Electrabel) avait déjà une position dominante avant la concentration proposée. L'opération renforce cette position dominante et élimine GDF (SPE) du marché belge pour la fourniture des services auxiliaires et de courant d'ajustement. Vu ses accès à la capacité de génération, GDF (SPE) est le concurrent le mieux placé (voir le seul) pour exercer une pression concurrentielle. Le cadre réglementaire belge ne suffit pas pour empêcher les parties d'exploiter la position dominante ainsi renforcée.

B.4.1.3 Fourniture aux gros clients industriels et commerciaux

790. Le tableau suivant montre la position des parties sur le marché de la fourniture aux gros clients industriels et commerciaux. Ces données ont d'ailleurs été confirmées par la CREG497. Avec une part de marché de [70-80]*% Electrabel possède une position dominante sur ce marché.

791. Selon les informations fournies par les parties (498), la fusion semble n'avoir aucun effet immédiat sur ce marché, essentiellement parce que, actuellement, SPE et Luminus ne fournissent pas ces clients.

792. Cependant, GDF (SPE) avait déjà quelques clients sur ce marché depuis 2003. En outre, en septembre 2005, SPE a lancé un .Strategic sales department. consacré aux clients ayant une consommation de 30 GWh par an et qui, depuis mars 2006, est doté de personnel (499).

793. Par ailleurs, il convient de souligner que :

a) Les activités exercées par des gros clients industriels et commerciaux engendrent des déséquilibres tels qu'ils ne peuvent pas être absorbés par un portefeuille de clients limité à quelques dizaines de TWh (500) ;

b) La fourniture des gros clients, sans s'exposer aux grands risques de déséquilibre, n'est possible qu'avec des capacités de base ainsi que de pointe de génération localisées en Belgique (501) ou des contrats dit .back-up. avec un générateur ayant des capacités en Belgique (voir aussi ci-dessus). Ceci constitue un désavantage pour les fournisseurs qui dépendent des importations. En effet, les importateurs sont aujourd'hui absents de ce marché. Il découle de ce qui précède que les fournisseurs ayant des capacités de production localisées en Belgique et un portefeuille de clients déjà important ont un avantage concurrentiel dans la fourniture des gros clients industriels et commerciaux.

794. Dans leur réponse à la Communication des griefs (502), les parties ont avancé l'argument selon lequel l'accès au marché de la fourniture aux gros clients industriels et commerciaux (ainsi que les autres marchés de la fourniture) ne nécessite pas de disposer d'unités de production situées en Belgique compte tenu des capacités d'interconnexion disponibles et de la possibilité de construire des nouvelles unités de génération.

795. La Commission a déjà argumenté ci-dessus que, vu les risques liés aux importations d'électricité comme source d'approvisionnement, encore renforcés par l'absence de liquidité du marché de négoce belge (voir ci-dessous), l'accès à la capacité de génération constitue une condition importante pour s'établir comme concurrent crédible. Il convient dans ce contexte de se référer aux expériences négatives de SourcePower ainsi que de RWE déjà explicitées ci-dessus pour fournir des clients industriels et commerciaux.

796. A part SUEZ (Electrabel), seuls RWE et EDF ont des parts substantielles sur le marché de la fourniture aux gros clients industriels et commerciaux.

797. Cependant, aucune pression concurrentielle ne peut être exercée par RWE. En effet, RWE, bien que présent en Belgique par son intérêt dans la centrale de Zandvliet, vend la quasi-totalité de sa production à un seul client sous un contrat à long terme. Il est déjà été mentionné ci-dessus, que même en ayant l'accès à la capacité de génération, RWE n'est pas en mesure de développer ses activités de fourniture aux gros clients industriels et commerciaux en Belgique vu l'impossibilité d'acquérir des profils. Dans leur réponse à la communication des griefs les parties n'ont pas contesté la qualification de RWE comme étant incapable de développer une pression concurrentielle sur ce marché.

798. Les [400-500]* MW de capacité de génération dont dispose EDF correspondent à une production maximale de [0-5]* TWh. Selon des chiffres fournis par les parties, le portefeuille de clients d'EDF en Belgique représentait [0-5]* TWh (503). EDF est donc en mesure d'exercer une certaine pression concurrentielle sur SUEZ (Electrabel). Cependant, la pression concurrentielle qu'EDF peut exercer est fortement limitée puisque EDF n'a accès qu'à des capacités de production limitées en Belgique et ne dispose pas d'un ensemble énergétique combinant des centrales de base, mid-merit et de pointe lui permettant d'être suffisamment compétitif (504). Il convient aussi de signaler que la croissance de la part de marché d'EDF est liée au fait que sa seule source d'approvisionnement en Belgique, ses droits de tirage sur la production de la centrale nucléaire de Tihange, était en maintenance pendant la période 2003-2005 et, donc, EDF n'a pas pu en disposer.

799. Il convient aussi de noter que la concentration proposée éliminera le seul fournisseur concurrent de SUEZ (Electrabel) pour les contrats de .back-up. aux importateurs qui souhaitent livrer des gros clients industriels et commerciaux. Fournir des contrats de .back-up. nécessite des capacités de génération importantes et flexibles en Belgique dont seuls SUEZ (Electrabel) et GDF (SPE) disposent. Il est donc encore plus improbable que les importateurs d'électricité puissent exercer une pression concurrentielle sur les parties sur ce marché puisque l'opération augmente les barrières à l'entrée.

800. Les parties ont avancé l'argument selon lequel, dans un marché d'électricité libéralisé, c'est le marché de négoce qui permet d'équilibrer le parc de production, notamment en cas de nécessité de back up. Il suffit de rappeler que l'état actuel de marché de négoce belge ne permet pas de remplir cette fonction vu son manque de liquidité (voir ci-dessus).

801. Enfin, les parties, dans leur réponse à la communication des griefs, ont avancé l'argument selon lequel, sur le marché de la fourniture aux gros clients industriels et commerciaux, leurs concurrents les plus importants sont les clients eux-mêmes. Cette catégorie de clients est supposée être bien placée pour construire des unités de cogénération, une activité rendue encore plus attractive par l'introduction des certificats CHP par les autorités publiques. (505)

802. D'abord il faut souligner le fait que les unités de co-génération concernent souvent des unités de production d'électricité et de chaleur pour la consommation interne de l'entreprise industrielle concernée. Dans la mesure où la production ne sert que la consommation interne de l'entreprise industrielle concernée et n'est pas offerte aux tiers, la capacité de production et l'électricité ainsi produite ne peuvent pas être considérées comme faisant partie du marché de gros d'électricité. Les capacités de génération très limitées d'une partie des projets de co-génération mentionnés par les parties laissent supposer qu'elles concernent plutôt la consommation interne de l'entreprise concernée.

803. En tout état de cause, même si tous les projets listés sont effectivement construits (506), les unités de co-génération mentionnées ne concernent que [300-400]* MW disponibles vers 2009. Cette capacité représente un maximum de [0-5]* TWh de l'électricité produite ou moins de [10-15]*% de la consommation par les grands clients industriel et commerciaux en 2005.

804. Vu l'importance du fait d'avoir des capacités de production localisées en Belgique pour la fourniture des gros clients industriels et commerciaux, son projet concret d'élargir sa présence sur ce marché, et l'incapacité des concurrents (potentiels) de développer leurs activités de fourniture sur ce marché, GDF (SPE) se trouve être un des deux concurrents bien placés pour exercer une pression concurrentielle sur SUEZ (Electrabel). Ainsi, la concentration proposée renforcerait la position de SUEZ (Electrabel) déjà dominante sur le marché de la fourniture aux grands clients industriels et commerciaux.

805. Il convient de noter que les parties dans leur réponse à la communication des griefs ont reconnu que SPE représente bien un concurrent potentiel sur le marché belge de la fourniture aux gros clients industriels et commerciaux (507).

B.4.1.4. Fourniture aux petits clients industriels et commerciaux

806. Comme indiqué dans le tableau ci-dessus, Suez (via Electrabel et ECS) détient actuellement une part de marché de [70-80]*% sur le marché de la fourniture aux petits clients industriels et commerciaux, et GDF (via SPE et Luminus) [15-20]*%. Ces données ont d'ailleurs été confirmées par le VREG, CWAPE et BIM (508).

807. Certaines incursions ont été faites par Nuon et Essent sur ce marché. Néanmoins, la pression concurrentielle émanant de ces derniers opérateurs doit être considérée comme limitée, notamment parce qu'ils ne possèdent pratiquement aucun actif de génération en Belgique.

808. Par conséquent, l'opération proposée renforcera encore la position déjà dominante d''Electrabel sur ce marché.

B.4.1.5. Fournitures aux clients éligibles résidentiels

809. La Commission est d'avis que les marchés de la fourniture aux clients résidentiels ont une étendue géographique régionale. Les marchés de la fourniture d'électricité aux clients résidentiels ne sont actuellement ouverts à la concurrence qu'en Région flamande où les clients résidentiels sont éligibles depuis le 1er juillet 2003.

810. En Région wallonne et Bruxelles Capitale, les clients résidentiels seront éligibles à partir du 1er janvier 2007. Cependant, en vue de ce processus de libéralisation à la fois proche et déterminé, il convient également d'examiner les effets de la concentration non seulement sur la situation concurrentielle en Région flamande mais aussi sur la concurrence potentielle dans les Régions wallonne et Bruxelles Capitale. Le fait que le marché de la fourniture aux clients résidentiels bruxellois et wallons ne soit pas encore ouvert nécessite appelle les commentaires suivants.

811. Le Tribunal de Première Instance a considéré que l'absence de concurrence sur les marchés du gaz conformément à la directive Gaz écarte toute conclusion selon laquelle les conditions de l'article 2 paragraphe 3 du règlement Concentrations sont satisfaites (509). En particulier, il a constaté que la Commission n'est pas en mesure d'évaluer si la concentration empêche l'introduction d'une concurrence efficace dans le cadre du calendrier contraignant de la directive Gaz (510).

812. Néanmoins, la situation concurrentielle existant à la date d'adoption de la décision ou à la date de l'ouverture à la concurrence des marchés en question est un fait objectif dont l'évaluation n'est pas touchée par la non-exécution d'un critère juridique (511). En outre, le Tribunal de Première Instance a indiqué dans son arrêt que la Commission peut analyser les effets immédiats d'une transaction s'ils existent et qu'elle les prend en considération dans son évaluation globale de la transaction (512). Dans ce cas, un tel effet immédiat de la concentration, modifié par les engagements, aurait été d'avancer l'ouverture de certains marchés par rapport au calendrier envisagé dans la directive Gaz (513).

813. En outre, lorsque la Commission examine une concentration, elle doit s'assurer que la concentration aurait l'effet direct et immédiat du test SIEC. Ce faisant, elle peut, le cas échéant, prendre en considération les effets d'une concentration dans un proche avenir (514).

814. Dans le cas présent, la concentration telle que notifiée n'exerce aucun effet immédiat sur le calendrier pour l'ouverture les marchés de la fourniture d'électricité aux clients résidentiels à Bruxelles et en Wallonie. Ainsi, aux fins de l'évaluation globale opérée par la Commission, on ne constate aucun effet positif immédiat sur les conditions de concurrence sur ces marchés. Au contraire, alors que ces marchés ne s'ouvriront à la concurrence qu'au 1er janvier 2007, la concentration est susceptible d'exercer un effet immédiat sur la préparation des concurrents potentiels pour leur ouverture. En particulier, la concentration élimine immédiatement GDF(SPE) comme concurrent de SUEZ (Electrabel) dans la Région Wallonne et comme concurrent potentiel dans la région de Bruxelles-Capitale et crée des obstacles à l'entrée pour d'autres concurrents potentiels. Ces obstacles sont susceptibles d'avoir pour effet immédiat de décourager l'investissement de ces derniers en prévision de l'entrée sur le marché à partir du 1er janvier 2007. La concentration est également susceptible de supprimer ou de réduire l'incitation pour SUEZ(Electrabel) de prévoir les effets de l'ouverture du marché en proposant déjà des prix plus compétitifs ou d'autres conditions afin de fidéliser les clients.

815. A la date d'adoption de la présente décision, l'ouverture à la concurrence des marchés en cause de la fourniture d'électricité aux clients résidentiels en Wallonie et à Bruxelles, conformément au droit belge et à la directive 2003/54/EC, est imminente Par conséquent, la concentration exercera un effet immédiat sur les décisions commerciales, à la fois des parties à la concentration et des tiers, ce qui entraînera des effets sur les conditions de concurrence dans un avenir très proche.

816. Ainsi, la Commission considère qu'il est approprié de prendre en considération les effets sur la concurrence qui sont d'ores et déjà imminents et qui se produiront à partir de janvier 2007 sur les marchés .

B.4.1.5.1 Fourniture aux clients éligibles résidentiels, la Région flamande

817. En région flamande, Suez (via Electrabel et ECS) détient actuellement une part de marché de [50-60]* % sur le marché de la fourniture aux clients résidentiels éligibles flamands et GDF (via SPE et Luminus) [20-30]*%. Ces données ont d'ailleurs été confirmées par la VREG (515).

818. Certaines incursions ont été faites par Nuon et Essent sur ce marché. Néanmoins, la pression concurrentielle émanant de ces derniers opérateurs doit être considérée comme limitée, notamment parce qu'ils ne possèdent pratiquement aucun actif de génération en Belgique.

819. La fusion proposée renforcera donc la position déjà dominante de SUEZ (Electrabel) sur le marché de la fourniture aux clients résidentiels flamands.

B.4.1.5.2 Fourniture aux clients éligibles résidentiels, la région Bruxelles Capitale

820. En Région de Bruxelles-Capitale, la fourniture d'électricité aux clients résidentiels sera entièrement libéralisée dès le 1er janvier 2007. Actuellement, tous les clients résidentiels Bruxellois sont approvisionnés par l'intercommunale, Sibelga. Sibelga a d'ores et déjà désigné SUEZ (ECS) comme fournisseur par défaut pour les clients résidentiels qui ne choisiront pas de fournisseur d'ici le 1er janvier 2007 (516).

821. Selon les estimations des parties, Suez (à travers ECS) et GDF (en 2007 notamment 'à travers SPE (517)) auront des parts de marché respectives de [80-90]* % et de [0-10]*% en 2007. SUEZ (ECS) serait donc en position dominante sur le marché de la fourniture aux clients résidentiels Bruxellois.

822. Dans sa communication des griefs, la Commission avait pris la position selon laquelle SPE, avec sa présence importante sur les marchés de la fourniture aux clients résidentiels dans les Régions de la Flandre et de la Wallonie (voir ci-dessous), et sa présence sur le marché voisin de la fourniture aux petits clients industriels et commerciaux en Région bruxelloise, la fusion proposée éliminerait un concurrent potentiel du marché de la fourniture aux clients résidentiels bruxellois.

823. Les parties ont fait savoir dans leur réponse à la communication des griefs qu'elles étaient surprises de cette conclusion de la Commission puisque rien ne montre que GDF(SPE) développera une clientèle propre dans ce domaine à court ou à moyen terme, ce marché concerné, selon les parties, n'étant pas considéré comme un marché prioritaire par GDF(SPE).

824. D'abord, la Commission maintient qu'il suffit de démontrer que GDF(SPE) est présent sur les marchés voisins de celui de la fourniture aux clients résidentiels bruxellois pour conclure que GDF(SPE) est un entrant potentiel probable sur ce dernier marché. En outre, il a été confirmé, après l'envoi de la communication des griefs, que SPE a tout à fait l'intention d'entrer sur le marché de fourniture d'électricité aux clients résidentiels bruxellois à partir de l'ouverture de ce marché le 1er janvier 2007 (518).

825. Il convient dans ce contexte également de souligner deux éléments dans la réglementation bruxelloise du marché d'électricité: (i) il découle de l'article 21, paragraphe 1, de l'ordonnance du 19 juillet 2001 relative à l'organisation du marché de l'électricité en Région de Bruxelles que l'autorisation nécessaire pour agir comme fournisseur en région Bruxelles-Capitale est valable pour toutes catégories de clients éligibles (519) et (ii) il découle de l'article 25 ter d'un projet d'ordonnance bruxelloise (520) que tout fournisseur ayant une telle autorisation est tenu de faire des offres de fourniture raisonnables et non-discriminatoires à tout client éligible résidentiel qui en fait la demande dans les 10 jours ouvrables suivant cette demande.

826. Il s'ensuit que l'entrée sur le marché des clients résidentiels par tout fournisseur détenant déjà une autorisation pour la fourniture des clients éligibles dans la région de Bruxelles avant l'ouverture de marché aux clients résidentiels, comme GDF(SPE), N'est pas simplement possible mais, en effet, quasiment inévitable.

827. Il peut être ajouté que GDF(SPE) dispose du GazL et que tout client résidentiel bruxellois consomme du gaz de cette qualité. Vu l'importance des offres duales pour le marché de la fourniture aux résidentiels (voir ci-dessus), GDF(SPE) est un concurrent potentiel de la fourniture d'électricité aux clients résidentiels à Bruxelles d'autant mieux placé.

828. La Commission maintient donc que la concentration proposée éliminerait un concurrent potentiel du marché de la fourniture aux clients résidentiels bruxellois

B.4.1.5.3 Fourniture aux clients éligibles résidentiels, la Région wallonne.

829. En Wallonie, la fourniture d'électricité aux clients résidentiels sera entièrement libéralisée dès le 1er janvier 2007. Actuellement, tous les clients résidentiels wallons sont approvisionnés par les intercommunales. L'intercommunale liégeoise A.L.G. a d'ores et déjà désigné Luminus, une société du groupe SPE, comme fournisseur par défaut pour les clients résidentiels qui ne choisiront pas de fournisseur d'ici le 1er janvier 2007. (521) Selon les estimations des parties, Suez (à travers ECS) et GDF (en 2007 notamment à travers SPE (522)) auront des parts de marché respectives de [40- 50]* % et de [20-30]*% en 2007.

830. Il convient de signaler que les chiffres fournis par les parties semblent encore trop bas. En effet, les parties présument que pendant la seule année 2007, leurs concurrents seront en mesure d'acquérir plus de 20% du marché de la fourniture aux clients résidentiels wallons. Ce pourcentage est nettement plus important que ceux que les mêmes concurrents ont pu acquérir pendant une période nettement plus longue en Flandre (523).

831. La concentration proposée éliminera donc GDF (SPE) qui sera le concurrent le plus important de Suez sur le marché libéralisé. La concentration notifiée créera ainsi une position dominante des parties sur le marché wallon de la fourniture d'électricité aux clients résidentiels.

B.4.1.5.4 Marché hypothétique de la fourniture aux clients résidentiels avec étendue géographique nationale

832. La Commission est d'avis que l'étendue géographique des marchés de la fourniture d'électricité aux clients résidentiels est régionale. Il convient cependant, à titre subsidiaire, de démontrer que la concentration proposée renforcerait aussi une position dominante de SUEZ (Electrabel) sur un marché hypothétique de la fourniture aux clients résidentiels avec une étendue géographique nationale, une fois ce marché élargi après le 1er janvier 2007 par des clients résidentiels ayant obtenu leur éligibilité en Région de Bruxelles et en Wallonie.

833. Les parties ont fourni des projections de leurs parts de marché résultant de cet événement sur ce marché. Ces données sont d'ailleurs cohérentes avec des données fournies par la VREG, CWAPE et BIM (524).

834. Selon les parties, ces projections reflètent la diminution progressive des parts de marché de Suez sur le segment de la fourniture d'électricité aux clients résidentiels, au profit de concurrents tels que Nuon et Essent. Cependant, l'acquisition de nouveaux clients par Nuon et Essent a sensiblement diminué depuis 2005 (525). Il est donc à craindre que les parts de marché à l'horizon 2008 restent à un niveau plus élevé que celui donné dans le tableau ci-dessus.

B.4.1.5.5. Fourniture aux clients éligibles, sans segmentation

835. Les parties ont fait valoir que le seul marché pertinent est un marché élargi de la fourniture à tous les clients éligibles et elles nient donc l'existence de marchés plus étroits pour la fourniture aux gros clients industriels et commerciaux, aux petits clients industriels et commerciaux et aux clients de ménage respectivement et avec une étendue géographique plus petite que nationale.

836. Pour des raisons déjà exposées ci-dessus, la Commission ne partage pas cette opinion. Il convient cependant, à titre subsidiaire, de démontrer que la concentration proposée renforcerait aussi une position dominante de SUEZ (Electrabel) sur un marché hypothétique de fourniture aux clients éligibles sans distinction entre catégories de clients et sur une base nationale.

837. Le tableau ci-dessous reprend les parts de marché des parties sur le marché hypothétique de la fourniture à tous les clients éligibles. Suez (par Electrabel et ECS) détient actuellement une part de marché de [70-80]*% et GDF (par Luminus et SPE) de [10-15]*%. Par conséquent, la concentration proposée mènera à une part de marché cumulée de [80-90]*% sur le marché hypothétique de la fourniture à tous les clients éligibles. Ces données ont d'ailleurs été confirmées par le CREG, VREG, CWAPE et BIM (526).

838. La concentration proposée renforcera donc la position déjà dominante de SUEZ (Electrabel) sur un marché hypothétique de la fourniture aux clients finals éligibles toutes catégories confondues.

B.5 Effets verticaux

839. Les marchés de l'électricité sont étroitement liés entre eux, d'une part, et avec les marchés du gaz, d'autre part. La concentration proposée n'a donc pas que des effets immédiats liés aux chevauchements des parts du marché des parties sur un marché donné mais aussi des effets entre les marchés. En particulier parce que:

a) Le gaz est un combustible important pour les centrales d'électricité. Ceci peut : - mener à des stratégies visant à augmenter les coûts pour les concurrents ; et, - donner accès aux renseignements sensibles liés à la production d'électricité et à la politique de prix des concurrents sur le marché de gros et de négoce d'électricité.

b) L'accès au gazH et au gazL est nécessaire pour développer des offres duales d'électricité et de gaz ; et,

c) La fourniture des services auxiliaires et de courant d'ajustement concerne la gestion du réseau de transport d'électricité, ce qui peut influencer les conditions de concurrence sur les marchés en aval, le marché de gros d'électricité, le marché de négoce d'électricité et les marchés de la fourniture aux clients finals. Ceci peut mener à des stratégies visant à augmenter les coûts pour les concurrents. Ces effets verticaux de la fusion proposée renforcent encore davantage la position déjà dominante de SUEZ (Electrabel) sur les marchés d'électricité.

B.5.1 AUGMENTATION DES COUTS D'APPROVISIONNEMENT EN GAZ FLEXIBLE POUR LES CONCURRENTS

840. La concentration notifiée renforcera également la position déjà dominante de Suez (Electrabel) en éliminant GDF en tant qu'entrant potentiel sur le marché de fourniture de gaz aux producteurs d'électricité. Puisque Suez (via Electrabel) est présent sur tous les marchés de l'électricité, il a la possibilité et l'incitation d'augmenter les coûts de ses concurrents dotés de la capacité de génération de gaz et pour dissuader des entrants de construire cette capacité à l'avenir en augmentant les coûts des approvisionnements en gaz. Ceci est d'autant plus grave que les nouvelles centrales à construire seront surtout des centrales au gaz (voir ci-dessous).

841. L'augmentation des coûts d'approvisionnement en gaz flexible a des effets directs sur le marché de la génération et de gros. Elle a également des effets indirects pour tous les marchés de la fourniture en raison de l'importance de l'accès aux capacités de génération localisées en Belgique étant un facteur important pour être un concurrent crédible sur ces marchés.

842. Les incitations des parties à la concentration proposée d'augmenter les coûts de la capacité de génération de gaz sont renforcées encore par le fait qu'Electrabel est le seul acteur du marché en Belgique possédant des quantités importantes de capacité de génération de base. Les prix de gros de l'électricité sont souvent déterminés par les unités de génération de gaz mid-merit et de pointe. Par conséquent, l'augmentation des coûts de l'électricité produite par le gaz signifiera non seulement que les concurrents sont affaiblis et que entrée est rendue plus onéreuse, mais également que les bénéfices des augmentations des prix qui en découlent sur les marchés de gros et de négoce de l'électricité profitent principalement à Suez (Electrabel).

843. Les centrales au gaz n'ont d'ailleurs pas seulement besoin d'une quantité de gaz importante mais aussi d'une fourniture flexible de gaz. Les caractéristiques des unités mid-merit impliquent un besoin important de flexibilité de la fourniture de gaz saisonnier et mensuel (puisqu'ils sont davantage utilisés en hiver qu'en été), hebdomadaire et journalier (puisqu'ils ont tendance à être utilisés pendant la semaine et pas pendant le week-end) et intra-journalier (pour leur optimisation par rapport au spark-spread, qui peut se limiter à quelques heures par jour) (528). Les besoins de flexibilité des centrales au gaz de pointe ne sont pas sensiblement différents (529). L'absence de ressources de flexibilité peut avoir un impact négatif significatif sur le résultat opérationnel de la centrale (530) et ainsi augmenter les frais pour les concurrents et dissuader de nouveaux entrants.

844. Les sources de flexibilités disponibles pour les centrales électriques au gaz sont multiples : (1) le stockage, (2) la flexibilité disponible dans le système d'équilibrage belge, (3) l'usage de flexibilité disponible dans un portefeuille de clients de gaz, (4) la flexibilité en amont (achetée ou dans le propre portefeuille). Cependant :

a) La Loi Gaz belge précise que le gestionnaire des installations de stockage alloue les capacités existantes en priorité aux titulaires d'une autorisation de fourniture qui approvisionnent les installations de distribution de gaz (531). Vu le manque de capacités de stockage de gaz en Belgique et le fait que les centrales d'électricité au gaz sont connectées au réseau de transport du gaz (532), les exploitants de centrales au gaz (ou leur fournisseurs) ne sont pas éligibles pour obtenir de la capacité de stockage de gaz localisée en Belgique.

b) La flexibilité disponible dans le système d'équilibrage belge n'est pas suffisante pour optimiser une unité de génération au gaz (533) ;

c) Le foisonnement des consommations, disponible dans des portefeuilles en aval importants, permet de libérer de la flexibilité pour d'autres usages, ce qui peut participer à l'optimisation du profil de charge de la production électrique (534). Pourtant, l'usage de cette flexibilité est réservé aux participants dotés de grands portefeuilles de clients de gaz et/ou ceux qui peuvent varier le combustible utilisé pour leur production d'électricité, c'est à dire SUEZ (Distrigaz et Electrabel) (535).

d) Les contrats à long terme en amont, et, dans une moindre mesure, les contrats GNL, offrent des quantités de flexibilités importantes en volumes (journalier et annuel) compétitives (536). En effet, il semble que les contrats en amont apportent au marché belge une quantité de flexibilité plus importante encore que la flexibilité disponible au stockage (38.8% vs 25.1% pour le gaz H et 43% du gaz L) (537). SUEZ (Distrigaz) et GDF sont les seuls participants sur le marché du gaz belge qui détiennent de larges capacités de flexibilité dans les contrats en amont.

845. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties ont contesté le fait qu'elles seront en mesure d'augmenter les coûts d'approvisionnement des concurrents en gaz. D'un côté, les arguments avancés consistent à nier les effets horizontaux de la concentration proposée sur le marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité. Ces arguments sont réfutés ci-dessus. D'autre part, les parties nient l'existence d'incitations pour les parties à s'engager dans une telle stratégie, ce qui est réfuté ici.

846. A l'appui de leur argumentation, les parties ont soumis une étude élaborée par [un bureau d'experts]*. Le rapport [d'un bureau d'experts]* expose essentiellement qu'une stratégie d'augmentation des coûts de la fourniture de gaz à SPE aurait pour effet de déplacer les centrales au gaz de SPE vers l'extrémité de la courbe de mérite de l'électricité. Par conséquent, les unités de SPE seront moins souvent utilisées (.dispatched.) puisque leurs coûts marginaux sont augmentés et que leur usage n'est économiquement justifiable que si la demande d'électricité (et le prix y afférent) est plus élevée qu'auparavant. Puisque les augmentations des prix de l'électricité après une augmentation du prix du gaz sont cependant limitées et que la discrimination dans la fourniture de prix du gaz est facilement détectable, le rapport conclut que les parties n'ont pas d'incitation à augmenter les prix du gaz.

847. Pour argumenter qu'une stratégie d'augmentation des coûts pour les concurrents est facilement détectable par SPE, le rapport [d'un bureau d'experts]* présume l'existence d'un lien causal étroit et unique entre l'observation simple qu'une unité de génération est en état de marche et le prix du gaz fourni à cette unité. L'existence de ce lien suppose que les producteurs d'électricité optimisent leurs unités de génération en les faisant fonctionner quand le prix de l'électricité est plus élevé que le coût marginal, qui est déterminé en grande partie par le prix du gaz, et vice versa.

848. Ce lien causal, en réalité, est plus compliqué (538). Par exemple :

a) le lien étroit présume que tous les générateurs optimalisent leurs unités contre un prix d'électricité unique qui, comme confirmé dans le rapport [d'un bureau d'experts]* (539), n'existe pas en Belgique.

b) il peut être économiquement rationnel de continuer (temporairement) d'utiliser une unité de génération même si les coûts marginaux (i.e le prix du gaz) sont plus élevés (et vice versa), en raison des contraintes techniques (coûts et périodes 'ramp-up.et .ramp-down.) ;

c) l'usage ou non d'une centrale peut être lié à d'autres conditions de la fourniture du gaz que son prix, en particulier, aux conditions de flexibilité. Les contraintes de flexibilité peuvent empêcher une unité de fonctionner même si le prix d'opportunité du gaz seul implique que son usage est économiquement justifiable et vice versa. Ce lien avec la flexibilité se complique encore si la flexibilité disponible pour une centrale est optimisée avec la totalité de flexibilité nécessaire pour le portefeuille du gaz d'un producteur d'électricité, par exemple, en raison de ses activités de fournisseur de gaz ;

d) La capacité de génération peut, en totalité ou en partie, être consacrée au marché des services auxiliaires et de courant d'ajustement. L'usage d'une centrale est dans ce cas déterminé par l'existence d'un déséquilibre dans le réseau de transport sans aucun lien avec le prix du gaz ;

e) La centrale peut être utilisée ou non pour éviter des déséquilibres par rapport au programme nominé auprès du GRT (dans un contexte d'auto-balancing ou de fourniture dite .intra-day. à une partie tierce). Dans un tel contexte, le prix de l'électricité pertinent est celui de la fourniture de courant d'ajustement dans le système d'équilibre du GRT et non pas le prix de l'électricité.

f) La thèse de la détection de la discrimination facile avancée par les parties tient au fait que les prix de la fourniture aux unités de SUEZ fonctionnant au gaz reste à un niveau compétitif et que seuls les prix de la fourniture à SPE sont augmentés (540). Selon le rapport [d'un bureau d'experts]*, autrement, Electrabel perdrait de l'argent. Cet argument est incorrect dans la mesure où la fourniture des centrales d'Electrabel concerne des livraisons internes au groupe SUEZ et, donc, une augmentation des prix du gaz à Electrabel est financièrement neutre du point vue du groupe SUEZ. Il convient d'ajouter que, puisqu'une stratégie consistant à augmenter les coûts du gaz pour SPE ainsi que pour Electrabel ne change rien à la place d'une centrale au gaz dans l'ordre de mérite, il est parfaitement envisageable que SUEZ parvienne à dissimuler l'augmentation des prix du gaz aux tiers. Une telle stratégie est d'autant plus probable que ceci donne lieu à une augmentation des prix de l'électricité plus importante, dont profite surtout SUEZ (Electrabel), vu ses centrales de base et du fait qu'il est fournisseur de gaz des concurrents qui ont des capacités de génération au gaz.

849. Les parties estiment qu'il n'existe pas d'incitation à augmenter les prix de la fourniture du gaz à SPE puisque ceci n'entraînerait pas d'augmentations importantes des prix de l'électricité. Il convient de signaler que l'incitation d'augmenter les prix existe dès que les effets sur le prix d'électricité sont positifs. En outre, des stratégies plus favorables et moins facilement détectables sont ouvertes à SUEZ (Electrabel).

850. De toute façon, le rapport [d'un bureau d'experts]* reconnaît aussi que .A margin squeeze would likely cause serious financial problems for SPE (541). En outre, le rapport [d'un bureau d'experts]* ne prend en compte que les effets immédiats d'une augmentation du prix du gaz sur l'usage du parc de génération de SPE et semble ignorer le fait que SPE est aussi actif comme fournisseur d'électricité. Un fournisseur s'engage à fournir ses clients pour des périodes substantielles. Dans le cas d'une augmentation des coûts pour ses centrales, SPE serait contraint : soit d'acheter plus d'électricité sur le marché de négoce (542) (une option qui exposerait SPE à un marché décrit aussi dans le rapport [d'un bureau d'experts]* comme manquant de liquidité), soit de produire de l'électricité à perte, soit de ne pas remplir ses obligations de fourniture au réseau et de s'exposer au système d'équilibrage et à ses prix élevés d'électricité (voir l'exemple de SourcePower), soit de liquider son portefeuille de clients ou une partie de celui-ci. Toutes les options sont défavorables à la position de SPE comme fournisseur d'électricité du point de vue financier et du point de vue de son image auprès de ses clients ou de ses clients potentiels. Il s'ensuit donc que, en tenant compte des activités de SPE comme fournisseur d'électricité, les conséquences pour SPE seront encore plus grandes que les effets immédiats sur l'usage de son portfolio de génération analysé dans le rapport [d'un bureau d'experts]* et déjà reconnu par ce rapport comme étant sérieux.

851. En confirmant qu'une augmentation des prix du gaz aurait des effets financiers négatifs pour SPE, les parties ont confirmé qu'une augmentation du prix du gaz, ou la possibilité réelle d'une telle augmentation, aurait des effets dissuasifs sur les entrants.

852. Il convient finalement de souligner que le prix du gaz ne constitue qu'un des éléments essentiels dans la fourniture du gaz. La flexibilité disponible dans des contrats de gaz étant un des autres. Comme il a déjà été mentionné ci-dessus, un manque de flexibilité peut avoir un effet négatif significatif sur la rentabilité des centrales au gaz et une stratégie alternative peut consister à offrir des contrats sans ou avec peu de flexibilité. Une telle stratégie est d'autant plus probable que (i) la capacité de stockage en Belgique est rare (ii) de toute façon, la consommation du gaz dans des centrales au gaz connectées au réseau de transport ne donne, en Belgique, pas droit aux capacités de stockage, et (iii) cette stratégie est difficilement détectable.

853. Pour démontrer que cette stratégie est crédible, il convient de mentionner qu'il est apparu que SUEZ(Distrigaz) n'a offert à Essent pour sa centrale au gaz en construction qu'un contrat de fourniture de gaz avec un profil plat, sans aucune flexibilité (et limité à 50% des besoins) (543)

854. La Commission maintient donc que les effets de la concentration proposée sur le marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité se font sentir sur les conditions de production d'électricité puisqu'elle réunit les deux seuls fournisseurs ayant accès au gaz et ayant la flexibilité nécessaire pour optimiser les centrales au gaz. Ceci est d'autant plus grave que les nouvelles centrales à construire sont des centrales au gaz (voir ci-dessous) et la concentration aurait donc un effet dissuasif important sur l'entrée.

B.5.2 ACCES AUX INFORMATIONS SENSIBLES SUR LES CONCURRENTS

855. Les parties seront en mesure de connaître les coûts de gaz de leurs concurrents principaux (potentiels) sur le marché de gros de l'électricité. GDF est l'entreprise la mieux placée pour pénétrer le marché de la fourniture aux producteurs d'électricité (voir aussi ci-dessus). Ainsi, SPE, en l'absence de la concentration proposée, a une possibilité réelle de se faire approvisionner en gaz par GDF et d'éviter ce désavantage concurrentiel. Le même raisonnement s'applique à d'autres producteurs (actuels ou potentiels) d'électricité utilisant le gaz en Belgique.

856. Le gaz représente le facteur de coût le plus important dans les coûts totaux de la génération d'électricité. Plus important encore, le gaz représente au moins 90% (544) des coûts marginaux pour la production d'électricité à partir de gaz naturel. L'activation (.dispatching.) optimale des unités de production d'électricité est déterminée par les coûts marginaux de production d'électricité par rapport au prix pratiqué sur le marché de négoce de l'électricité.

857. Il s'ensuit que, en connaissant les coûts du gaz qu'elles fournissent à des concurrents, les parties peuvent estimer les coûts marginaux des concurrents sur le marché de gros de l'électricité et, donc, la position des unités de génération des concurrents dans l'ordre de mérite à tout instant, les prix minimaux auxquels ils sont prêts à vendre l'électricité produite et les périodes pendant lesquelles leurs concurrents sont le plus susceptibles de produire ou d'acheter de l'électricité et à quel prix.

858. Les retraits de gaz du réseau doivent être nominés à l'avance, (normalement un jour avant) sur une base horaire. Par conséquent, les parties, en tant qu'opérateur du réseau de gaz et en tant que fournisseur de gaz, pourront connaître à l'avance le modèle de la production prévu pour les unités de production de gaz des concurrents le jour suivant.

859. Cela signifie que les parties auront une vue interne détaillée des plans de production des concurrents, de leurs décisions de produire ou d'acheter et des prix auxquels les concurrents sont disposés à acheter ou à vendre l'électricité sur le marché. Les effets anticoncurrentiels de ces informations augmenteront dans la mesure où la concentration donnera lieu à un plus grand degré de transparence sur la conduite des concurrents au moment de l'offre sur le futur BELPEX.

860. L'accès aux informations privilégiées par les parties à la concentration :

a) dissuadera davantage l'arrivée sur le marché d'entrants disposés à construire des unités de production d'électricité utilisant le gaz ;

b) contribuera à miner la confiance dans la formation des prix (déjà très faible) sur le marché de négoce de l'électricité belge en général et sur le futur BELPEX en particulier ; et, par cette voie,

c) augmentera les risques et les coûts pour ces concurrents qui dépendent d'électricité importée.

B.5.3 OFFRES DUALES

861. Les offres duales permettent des économies de gamme (dites .de scope.) importantes d'un point de vue informatique, de la facturation ainsi que d'autres domaines d'opérations (545), qui peuvent être estimées à 50% des offres pour un seul produit (546). En outre, les coûts d'acquisition d'un client électricité auquel un fournisseur vend déjà du gaz (et vice versa) sont moins élevés que les coûts liés à l'acquisition d'un client tout nouveau et permettent aux fournisseurs d'exploiter leur portefeuille de clients inertes auxquelles ils vendent déjà un des produits. Les offres duales donnent aux clients finals l'avantage de la facilité de recevoir des factures d'un seul fournisseur, voire d'obtenir des prix plus avantageux (547).

862. En Belgique, la capacité de faire des offres duales est importante. 55% des clients électricité ont des contrats de gaz et dans certaines régions, la proportion des clients offres duales est substantiellement plus élevée. En effet, dans les zones flamandes où ECS est le fournisseur par défaut, 80% sont des clients offres duales (548). Ceci est confirmé par des investigations de la VREG, le régulateur Flamand,. La possibilité d'acheter de l'électricité ainsi que du gaz est la raison principale pour choisir un fournisseur d'électricité pour 82% des participants à une enquête effectuée par la VREG. Pour choisir un fournisseur de gaz, même 89% des participants à l'enquête ont cité l'existence d'une offre duale comme leur raison principale pour choisir un fournisseur (549).

863. Vu l'importance des offres duales pour les marchés de la fourniture aux clients résidentiels, leur importance augmentera encore davantage après le 1er janvier 2007 quand les clients résidentiels des régions de Bruxelles Capitale et de la Wallonie deviendront éligibles (550).

864. La capacité d'offrir des offres duales constitue une nécessité pour concurrencer et entrer sur le marché de la fourniture aux petits clients industriels et commerciaux ainsi que sur les marchés pour la fourniture aux clients résidentiels (551). Les gros clients industriels et commerciaux, par contre, choisissent leurs fournisseurs surtout sur la base du prix du gaz et de l'électricité et n'attachent pas beaucoup d'importance aux offres combinées (552).

865. Etant donné les avantages pour les fournisseurs de faire des offres duales et les préférences des consommateurs pour de telles offres, il est important pour les fournisseurs d'être en mesure d'offrir des offres duales pour concurrencer au même niveau, pour attirer des nouveaux clients et pour les garder.

866. En éliminant GDF en tant que source alternative crédible de gaz L et H, la concentration notifiée renforcerait la position de Suez (Electrabel) sur les marchés de la fourniture d'électricité aux petits clients industriels et commerciaux ainsi qu'aux clients résidentiels car l'entité fusionnée serait dorénavant le seul opérateur capable de proposer des offres combinées de gazL et/ou gazH et d'électricité à des prix intéressants.

B.5.4 AUGMENTATION DES COUTS POUR LES CONCURRENTS A TRAVERS LES SERVICES AUXILIAIRES ET LE COURANT D'AJUSTEMENT.

867. Il a déjà été établi ci-dessus que la concentration proposée renforcerait les possibilités de faire monter les prix pour la fourniture de services auxiliaires et de courant d'ajustement à ELIA. Ici il est établi que les parties ont aussi l'incitation de faire puisque ceci augmente les coûts des concurrents sur les marchés en aval du réseau d'ELIA. En effet, il semble que les prix du système d'équilibrage soient plus élevés que dans des pays limitrophes (553).

868. Il est vrai que l'effet d'une augmentation de prix pour les services auxiliaires et de courant d'ajustement affectera d'abord immédiatement l'acheteur unique de ces services, ELIA. Néanmoins, les coûts sont répercutés par ELIA via les différents tarifs pour les utilisateurs du réseau de transport et le système pour le réglage d'équilibre.

869. En particulier, les tarifs identifiés sous (a), (b), (c) et (d) dans les points concernant la définition du marché de services auxiliaires et de courant d'ajustement sont mis à la charge des utilisateurs de réseaux qui prélèvent de l'énergie. Le tarif identifié sous ( e ), de " compensation des déséquilibres quart horaires ", est mis à la charge des responsables d'accès (554). Le dernier tarif couvre les coûts pour l'activation (mais pas les réservations) des réserves secondaires et tertiaires. La CREG estime que, pour 2006, les coûts des services auxiliaires socialisés via les tarifs de réseau s'élèveront à 132.64 MEUR alors que la facturation aux responsables d'accès s'élèvera à 16 MEUR (555)

870. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties ont contesté l'existence d'une incitation pour les parties d'augmenter les prix auxquels elles fournissent les services auxiliaires et le courant d'ajustement puisque, étant elles-mêmes des utilisateurs importants du réseau d'ELIA, elles seront pénalisées (556).

871. Il est correct qu'une augmentation des tarifs affectera également les frais à payer par les parties pour l'usage du réseau de transport et le système d'équilibrage. Cependant, pour les parties, l'augmentation des tarifs est plus que compensée par l'augmentation de leurs marges sur la fourniture des services auxiliaires et de courant d'ajustement. Les bénéfices de l'augmentation des prix pour la fourniture des services auxiliaires et de courant d'ajustement reviennent quasiment totalement à SUEZ (Electrabel). Par contre, le tarif du réglage primaire de la fréquence, du réglage de l'équilibre secondaire au sein de la zone de réglage belge et du service de black-start est imposé à tous les utilisateurs des réseaux, y compris les concurrents des parties sur les marchés de la fourniture aux clients finals. La partie des coûts imposés aux concurrents des parties sur les marchés de la fourniture aux clients éligibles constitue des revenus nets pour les parties.

872. L'incitation des parties d'augmenter les frais pour leurs concurrents augmente encore lorsqu'elles perdent des parts de marché sur les différents marchés de la fourniture aux clients finals puisque ceci fait encore augmenter l'écart entre les bénéfices tirés de l'augmentation des prix pour la fourniture des services auxiliaires et de courant d'ajustement d'une part, et les tarifs à payer par les parties à ELIA, d'autre part. Il convient d'ajouter que selon les données fournies par les parties, elles anticipent une perte de parts de marchés sur les marchés de la fourniture (voir tableaux ci-dessus).

873. En outre, le tarif de compensation des déséquilibres quart horaire est porté à la charge des responsables d'accès (557). Il y a lieu de rappeler que les risques de déséquilibre ne sont pas symétriques mais touchent surtout les acteurs du marché qui dépendent des importations, c'est-à-dire, les concurrents des parties sur le marché de gros d'électricité. Aussi, cette circonstance renforcera-t-elle encore l'incitation des parties à augmenter les prix, notamment pour la fourniture des réserves secondaires et tertiaires, puisque celles-ci sont directement répercutées (passed through) sur les responsables d'accès depuis le début d'exercice 2006 (558).

874. Il convient de rappeler ici que les barrières pour les concurrents des parties, les barrières à la fourniture des services auxiliaires et du courant d'ajustement, sont encore nettement plus élevées que celles pour la fourniture des clients éligibles vu : (i) la quasi-impossibilité de fournir de tels services par l'importation ; (ii) la nécessité de disposer d'un parc de génération diversifié et doté de caractéristiques techniques particulières ; et, (iii) l'impossibilité de l'approvisionnement des services auxiliaires et du courant d'ajustement sur le marché de négoce d'électricité. Ce fait limite les risques pour les parties de s'engager dans une stratégie d'augmentation des coûts pour des concurrents et, donc, la rend d'autant plus probable.

875. Puisque la capacité de gaz de pointe est relativement bien adaptée pour offrir des réserves auxiliaires et d'ajustement, et en particulier des réserves secondaires et tertiaires, les arguments développés ci-dessus relatifs aux effets de la concentration proposée sur les coûts des concurrents, à la dissuasion à l'entrée et à l'accès aux informations sensibles sur les concurrents s'appliquent ici mutatis mutandis pour la fourniture des services auxiliaires et de courant d'ajustement. Ainsi, les possibilités et les incitations des parties d'augmenter les frais pour leurs concurrents pour les services auxiliaires et le courant d'ajustement se trouvent encore renforcées.

B.6 Les barrières à l'entrée

876. La fourniture d'électricité nécessite de pouvoir accéder à :

a. La capacité de génération ;

b. Un marché de négoce liquide ;

c. Les certificats verts et CHPs ; et,

d. Les infrastructures telles que les réseaux de transport et de distribution d'électricité.

Les difficultés d'accès à ces éléments constituent d'importantes barrières à l'entrée pour les concurrents qui souhaitent pénétrer le marché d'électricité. Elles renforcent donc les effets horizontaux de l'opération notifiée déjà analysés ci-dessus.

B.6.1 L'ACCES A LA CAPACITE DE GENERATION

877. Il a été souligné ci-dessus que l'accès à la capacité de génération située en Belgique constitue un avantage concurrentiel important. Cet avantage concurrentiel est encore plus accentué en Belgique à cause :

a. de l'absence de liquidité du marché de négoce d'électricité belge (voir ci-dessous). Ceci augmente la dépendance des importations comme source d'approvisionnement et les risques qui y sont liés (voir ci-dessus) ;

b. de la fin progressive d'ici fin 2008 des capacités qui étaient mises à disposition via l'enchère VPP (559) (voir ci-dessus) ;

878. L'accès à la capacité de génération est cependant un avantage concurrentiel qui n'est pas facilement reproductible. Les barrières à la construction de nouvelles unités de production sont importantes. Les raisons principales en sont :

a. des procédures d'autorisation de construire très complexes car impliquant les autorités fédérales ainsi que régionales ; (560)

b. l'absence des produits à terme sur le marché de négoce d'électricité (561);

c. Le niveau plus élevée des coûts du système d'équilibre pour les unités isolées (parce que les risques de déséquilibre ne peuvent pas être répartis sur plusieurs unités de génération), ce qui affecte d'une façon négative la rentabilité des projets des nouveaux entrants qui n'ont pas de capacité de génération préexistante en Belgique (562) ;

d. l'impossibilité de construire de nouvelles unités de génération nucléaires puisque la loi belge prévoit le retrait de la génération nucléaire ;

e. l'absence d'opportunités pour construire des unités hydro-électriques ; (563)

f. les difficultés rencontrées pour construire des centrales au charbon sont importantes et sont plus élevées que pour les unités au gaz. Les centrales au charbon ne sont pas économiques, comparées à la capacité de génération de base déjà installée (les centrales nucléaires de SUEZ) (564), à cause, entre autres, des frais liés aux droits d'émission (565). Ensuite, les sites exploitables pour construire des centrales au charbon sont rares (566). Les seuls emplacements potentiels pour de nouvelles centrales au charbon se situent à Anvers (en raison des frais de transport du charbon). Le plan CO2 rend la construction de centrales au charbon cependant impossible d'un point de vue économique (567). En outre, il est très difficile d'obtenir des permis environnementaux pour ce type de centrale (568) ;

g. Il découle des trois arguments précédents que les nouvelles unités de génération construites en Belgique, surtout celles d'une taille conséquente (569) devront être des unités au gaz. En effet, les centrales au gaz (CCGT) ont l'avantage de demander des investissements initiaux limités (570). Cependant :

i. l'augmentation du prix du gaz a affecté d'une façon négative la rentabilité des projets ;

ii. les sites pour développer des unités de génération au gaz restent rares (571).

iii. l'accès au gaz (capacité de transit, accès à la flexibilité et la qualité du gaz) a été identifié comme barrière importante par un grand nombre de réponses (572) et est, en plus, affecté d'une façon négative par la fusion proposée.

iv. l'absence de marché de négoce d'électricité liquide en Belgique empêche d'optimiser les centrales au gaz mid-merit et de pointe, ce qui affecte d'une façon négative la rentabilité des projets.

h. Les unités de génération décentralisées (comme de CHP, biomass) ont des capacités limitées inadaptées pour acquérir des parts de marché substantielles ;

i. L'absence de marché liquide de négoce élimine un outil de vente pour les nouvelles centrales, ce qui nécessite d'acquérir de la clientèle en même temps que la construction de la centrale.

879. Les données fournies par les parties permettent d'estimer que le temps moyen minimal pour construire de nouvelles centrales est de 4.7 années (573). En effet, ce délai important avant la mise en service des capacités de génération éventuellement construites suffit à établir qu'il existe d'importantes barrières à l'accès à la capacité de génération.

880. Il est correct, comme les parties l'ont observé dans leur réponse (574) à la décision au titre de l'article 6, paragraphe 1, point c, que l'accord dit .Pax Electra. conclu avec le gouvernement belge en 2005 prévoit la mise à disposition d'opérateurs concurrents de sites Electrabel pouvant, selon SUEZ, héberger des unités avec des capacités cumulatives qui pourraient atteindre 1500 MW. SUEZ a engagé une procédure de mise aux enchères pour trois sites.

881. L'effet de cette mise aux enchères sur les barrières à l'entrée serait pourtant limité. En effet, il est apparu que les sites offerts ont un nombre de caractéristiques susceptibles d'imposer des frais et de présenter des risques importants pour les acquéreurs, qui les rendent non attractifs d'un point de vue économique. Il peut être mentionné inter alia la nécessité de construire entre 10 et 17 Km (selon le site) de ligne enterrée pour connecter le site au réseau de transport d'électricité. Ceci engendre des délais de 7 à 10 ans et des frais de 1-2 MEUR/Km selon la technique retenue. Les trois sites permettent de construire des centrales au gaz seulement (575). Pourtant, la construction des connections au réseau de transport du gaz entre 10-17 Km selon le site est à prévoir. En outre, pour certains sites il existe des doutes en ce qui concerne, par exemple, la stabilité, la pollution du terrain (576) et les possibilités d'obtenir les permis de construire requis.

882. En conséquence, les sites ne semblent pas appropriés pour construire des centrales ayant au total 1500MW de capacité de génération à des conditions économiques viables. (577)

883. Le manque de connections aux réseaux de transport du gaz et de l'électricité mène à des délais de 7 à 10 ans. Même si l'on fait abstraction de ces délais propres aux sites mis aux enchères, le délai entre l'acquisition d'un terrain vierge et la mise en service d'une unité de génération d'une taille non-négligeable est, en moyenne, de 4 années et 3 mois (578). Cet important délai avant la mise en service des capacités de génération éventuellement construites empêche la Commission de prendre en compte la vente de ses sites par SUEZ pour l'évaluation du présent projet de concentration.

884. La Commission maintient donc qu'il existe d'importantes barrières à l'accès de la capacité de génération.

B.6.2 MARCHE DE NEGOCE D'ELECTRICITE

885. L'existence d'un marché liquide d'électricité physique est importante, surtout pour les nouveaux entrants, pour les raisons suivantes :

a. il permet à des producteurs d'électricité de vendre la production excédentaire et d'optimiser leurs unités de génération ;

b. il permet à des fournisseurs en aval d'obtenir des approvisionnements en électricité pour la revente aux consommateurs finals ;

c. il permet aux producteurs et aux fournisseurs d'obtenir et de vendre de l'électricité physique pour gérer leurs risques et d'équilibrer et d'adapter les volumes et les profils de leurs approvisionnements avec leur portefeuille de clients ;

d. un marché liquide donne un signal de prix d'électricité fiable pour l'optimisation des portefeuilles et les investissements.

886. Selon tous les indicateurs couramment utilisés pour évaluer la liquidité et la maturité des marchés de négoce d'électricité, le marché belge du négoce se caractérise par son fort décalage par rapport aux marchés du négoce des pays limitrophes.

887. Les évaluations sont faites sur la base des tableaux en annexe 1 " marché de négoce d'électricité ". Les analyses ci-dessus sont basées sur une comparaison du marché belge avec les autres marchés considérés séparément pour chaque entreprise qui a fourni des renseignements pour cette analyse.

a) .Bid offer spread. pour le spot (/MWh)

Le .bid offer spread. pour les produits spot est la différence entre le prix de l'offre de vente et le prix de l'offre d'achat d'électricité spot (day-ahead). Une différence mineure indique un marché compétitif et liquide. La valeur de l'indicateur montre que le marché belge est caractérisé par un .bid offer spread. sur les produits spot nettement plus élevé que celui constaté pour les marchés évalués des autres pays.

b) .Bid offer spread. pour les produits futurs (/MWh)

Le .bid offer spread. pour les produits futurs est la différence entre le prix de l'offre de vente et le prix de l'offre d'achat d'électricité future (contrats pour livraison pendant les périodes plus longues que le lendemain). Une différence mineure indique un marché compétitif et liquide. La valeur de l'indicateur montre que le marché belge est caractérisé par un .bid offer spread. sur les produits spot nettement plus élevé que celui constaté pour les marchés évalués des autres pays. Dans leur réponse à la communication des griefs (579), les parties ont exprimé l'opinion selon laquelle le .bid offer spread. est, en premier lieu, un indicateur de la volatilité des prix de marché et selon laquelle la volatilité des prix est dûe au manque de capacité de génération en Belgique, ce qui a pour conséquence, comme c'est le cas aux Pays-Bas, que les prix de l'électricité sont influencés par le coté raide de l'extrémité de la courbe de l'offre du parc de production national. La Commission remarque d'abord que la volatilité des prix est une caractéristique tout à fait cohérente avec des marchés non liquides puisque le manque d'offres et de demandes de contrats d'électricité donne lieu à des fluctuations de prix. Il convient aussi de noter que, même si l'on accepte que la formation des prix de l'électricité aux Pays-Bas et en Belgique se ressemble dans la mesure où ils sont influencés par le côté raide de la courbe d'offre, il ressort des chiffres fournis par la Commission, dans son annexe à la communication des griefs en ce qui concerne les .bid-offer spread. pour les contrats spot et à terme (en soi non contestés par les parties), que le marché de négoce néerlandais est caractérisé par des .bid-offer spreads. meilleurs que ceux du marché belge. D'ailleurs, la confirmation par les parties que la formation des prix en France et en Allemagne est, contrairement à la Belgique, influencée par la partie plate des courbes d'offre, confirme que le marché de négoce belge ne fait pas partie du même marché de négoce (580).

c) Disponibilité et prix des produits de base et de pointe

La valeur de l'indicateur montre que le marché belge du négoce est caractérisé par un manque quasi-total de produits de pointe. Les produits de pointe sont importants pour les fournisseurs afin d'adapter leurs profils. Un manque de produits de pointe implique une forte chance d'être exposé au système d'équilibrage. Il rend aussi plus difficile la fourniture des clients dotés d'un profil de consommation varié. Les parties, dans leur réponse à la communication des griefs, ont fait savoir que les produits de pointe, par nature, nécessitent moins de volumes que les produits de base (581). Tout en étant vrai, ce raisonnement ignore que les réponses exploitées par la Commission indiquent un manque des produits de pointe, et non seulement un volume des produits de pointe moindre que les volumes des produits de base.

d) Disponibilité des contrats contenant différentes durées et périodes de livraisons

La valeur de l'indicateur montre que le marché belge de négoce est caractérisé par un manque de produits à plus long terme. Ces produits sont importants pour les fournisseurs afin de livrer et de gérer les risques quand ils s'engagent auprès des clients pour la fourniture de plus long terme.

e) Nombre des .bids and offers. à un moment donné (en nombre bids/offers)

La valeur de l'indicateur montre que le nombre des vendeurs et des acheteurs présents sur le marché belge du négoce à un moment donné est considéré comme étant plus bas que sur les marchés évalués des autres pays;

f) Nombre des participants du coté de l'offre

La valeur de l'indicateur montre que le nombre des participants du coté de l'offre du marché de négoce est plus limité que sur les marchés évalués des autres pays. Il convient de noter que la concentration élimerait encore un participant ;

g) Nombre des participants du coté de la demande

La valeur de cet indicateur montre que le nombre des participants du côté de la demande du marché de négoce est plus limité que sur les marchés évalués des autres pays. Il convient de noter que la fusion élimerait encore un participant ; Les parties, dans leur réponse à la communication des grief, ont fait remarquer que les acteurs actifs sur le marché de négoce belge sont quasiment tous les mêmes que ceux présents sur les autres marchés nationaux. Cette thèse n'est cependant pas soutenue par les faits et est contredite par ceux disponibles à la Commission.

h) Type de participants (physique (.P.) /financier (.F.))

La valeur de l'indicateur montre que le marché belge de négoce est considéré comme un marché dont les participants financiers sont largement absents. Les participants financiers apportent de la liquidité dans un marché mais n'entrent généralement seulement qu'après que ce marché a obtenu une certaine liquidité de départ. Ceci indique donc un marché non liquide.

i) N° des .bids and offers. à un moment donné (en MW)

La valeur de l'indicateur montre que le marché belge de négoce est considéré comme ayant des volumes en offre et demande beaucoup plus limités que les marchés évalués des autres pays.

888. Il peut donc être conclu que le marché belge de négoce d'électricité n'est pas liquide et est sous-développé par rapport aux marchés des pays limitrophes considérés.

889. Il convient d'ajouter que la liquidité sur le marché belge du négoce diminuera davantage en raison de l'arrêt des enchères VPP. SUEZ (Electrabel) a dû s'engager en 2003, auprès du Conseil de la Concurrence belge (582) à organiser une vente aux enchères par VPP de 1200 MW. Cependant, en invoquant des clauses permettant à SUEZ (Electrabel) de diminuer le volume de 1200 MW, aucune enchère n'a eu lieu depuis le 12 Mai 2005 (583). Les capacités vendues concernaient aussi des produits à terme qui donnent le droit d'être livré en électricité jusqu'au troisième trimestre de 2008. Pourtant, avec un nombre croissant de produits venant à maturité et en l'absence D'enchères depuis 2005, le volume d'électricité à livrer effectivement par SUEZ a déjà fortement diminué et ne cessera pas de diminuer d'ici fin 2008 (584). La liquidité existante aujourd'hui est donc partiellement due au VPP (585) et diminuerait au fur et à mesure de l'arrivée à maturité des produits VPP.

890. Il est vrai que SUEZ (Electrabel) s'est engagé auprès du gouvernement belge dans le cadre de la .Pax Electrica. à vendre 500 MW sur BELPEX, une fois ce dernier lancé. Cependant, ces 500 MW ne peuvent que remplacer partiellement les 1200 MW vendus sous VPP. Il convient d'ajouter que le négoce sur BELPEX serait limité au négoce des produits pour la livraison physique le lendemain, bien que les produits VPP aient une durée jusqu'à 3 années. Vu le fait que le manque de produits de négoce concerne surtout les produits à plus long terme, le .remplacement. des produits VPP par des ventes sur BELPEX a des effets qui vont au-delà d'une pure diminution des volumes mis en vente par SUEZ mais implique aussi une détérioration en termes de nature des produits de négoce disponibles.

891. Par contre, il ne peut pas être négligé que l'introduction de BELPEX pourrait engendrer davantage de liquidité puisque les marchés auxquels BELPEX serait couplé sont plus liquides que le marché de négoce existant en Belgique aujourd.hui. Cependant, il y a lieu de nuancer l'impact de BELPEX :

a) l'introduction est perçue comme une condition nécessaire mais non suffisante pour le développement d'un marché mature et liquide. L'absence de liquidité du marché de négoce belge est partiellement considérée comme étant inhérente au fait que la Belgique reste un marché d'électricité limité en volume (586).

b) l'introduction de BELPEX changera l'organisation du négoce mais n'affecte pas directement les conditions du marché même comme exprimé dans les indicateurs cités ci-dessus (587)

c) BELPEX resterait limitée au marché spot (day-ahead). Le marché des .futures. n'est pas touché (588). Les parties ont affirmé ne pas être en mesure d'estimer les volumes négociés sur le marché de négoce belge (589) En se basant sur des données fournies par les plateformes de négoce et les parties, et en partant de la situation la plus favorable des parties, la Commission avait estimé que les volumes des contrats pour la livraison d'électricité sur le réseau belge étaient de 127.3 TWh (achats et vente).

892. Dans leur réponse à la communication des griefs, les parties ont contesté le caractère non liquide du marché de négoce d'électricité belge. Elles font référence aux informations à la disposition des parties permettant de conclure que les volumes des contrats négociés pour la livraison sur le réseau belge seraient comparables à ceux des pays limitrophes. En outre, elles ont prétendu que des indications existent permettant d'estimer qu'entre 2005 et 2006, les volumes des contrats négociés pour la livraison sur le réseau belge ont augmenté de 20% et sont comparables aux volumes négociés dans les pays voisins.

893. Force est de constater que les parties n'ont soumis aucun élément factuel permettant D'arriver à des volumes négociés des contrats pour la livraison sur le réseau belge différent de celui estimé par la Commission pour 2005 ni de chiffres concernant les pays limitrophes, malgré leur prétendue disponibilité. En effet, ceci aurait été surprenant puisque les parties ont souligné dans leur notification ainsi qu'en réponse à la décision au titre de l'article 6, paragraphe 1, point c (590) qu'elles n'étaient pas en mesure de fournir des estimations en ce qui concerne les volumes négociés. Par contre, les conclusions de la Commission sont basées sur des indicateurs et des chiffres concrets.

894. Etant donné que les parties n'ont pas été en mesure de fournir un chiffre pour les volumes négociés pour une année donnée, la prétendue augmentation de 20% des volumes de négoce est d'autant plus surprenante puisque ceci implique la disponibilité des volumes mesurés d'une façon précise et comparable pour 2005 ainsi que 2006. L'augmentation prétendue, non soutenue par des faits, des volumes de négoce est contredite par les effets, non contestés par les parties, de l'arrêt des VPP sur le marché de négoce.

895. Dans leur réponse à la communication des griefs (591), les parties ont fait savoir que SUEZ(Electrabel) aurait un intérêt à ce que le marché de négoce d'électricité soit liquide et qu'il avait accepté d'agir comme .market maker. sur plusieurs plateformes de négoce. A part le fait que les activités de .market maker. pour des plateformes de négoce qui ne concerne pas le négoce d'électricité pour la livraison sur le réseau belge (comme Endex NL et Powernext) sont sans incidence sur le marché considéré ici, cette activité, selon les parties, ne consiste qu'en la garantie d..une liquidité minimale. (592).

896. En outre, bien que (SUEZ) Electrabel puisse avoir un intérêt à développer des marchés de négoce d'électricité sur des marchés où elle n'a qu'une présence limitée, on peut douter de la similitude de ses intérêts dans le cas de la Belgique où un marché liquide créera des conditions plus favorables aux entrants, qui ne peuvent que gêner la position dominante de SUEZ(Electrabel).

897. La position des parties est encore plus intenable maintenant que le rapport [d'un bureau d'experts]* soumis par les parties avec leur réponse à la communication des griefs remarque que .Belgium does not currently have a published electricity price which is formed by the result of liquide trading and supply-demand fundamentals (8593) "

898. La Commission maintient donc que le marché de négoce d'électricité belge n'est pas liquide. Vu l'intérêt d'un marché de négoce liquide souligné ci-dessus, le manque de liquidité sur le marché de négoce d'électricité constitue une très importante barrière à l'entrée sur le marché de la production et de gros, ainsi que sur les marchés de fourniture aux clients finals en aval.

B.6.3 LES CERTIFICATS VERTS ET CHPS

899. La directive 2001-77-CE du Parlement européen et du Conseil du 27 septembre 2001 relative à la promotion de l'électricité produite à partir de sources renouvelables dans le marché intérieur de l'électricité (594) et la Directive 2004/8/CE du Parlement européen et du Conseil du 11 février 2004 concernant la promotion de la cogénération sur la base de la demande de chaleur utile dans le marché intérieur de l'électricité et modifiant la directive 92-42-CEE (595)obligent les Etats membres à mettre en place des mécanismes de soutien pour ces sources d'électricité, afin de réduire l'impact négatif de la production d'électricité sur l'environnement. Les Etats membres ont une large marge d'appréciation dans leur choix des mécanismes de soutien.

900. Ces deux directives contiennent des dispositions afin d'assurer que la promotion des énergies renouvelables n'aie pas d'impact négatif sur la réalisation du marché intérieur de l'électricité, ni ne crée de distorsions de concurrence. Notamment, elles prévoient que les mécanismes de soutien doivent être approuvés par la Commission s'ils contiennent des éléments d'aide d'Etat au sens de l'article 87 paragraphe 1 traité CE. La Commission a aussi adopté un encadrement communautaire pour les aides d'Etat pour la protection de l'environnement, qui règle de manière détaillée combien d'aides les Etats membres peuvent accorder aux producteurs des électricités renouvelables. Ces règles prévoient notamment que l'aide ne peut pas dépasser la différence entre les coûts de production et le prix de marché pour l'électricité.

901. La Belgique a transposé ces deux Directives par des systèmes de certificats verts et/ou CHP (596) en vigueur dans les différentes régions en Belgique (597). Tous les fournisseurs aux clients finals doivent soumettre au régulateur concerné un nombre de certificats verts et/ou CHP au bout d'une période fixée d'avance. Le nombre de certificats à soumettre est déterminé en fonction des volumes livrés aux clients finals et, dans une moindre mesure, de la consommation des clients. Seuls sont reconnus les certificats émis pour la production située en Belgique (598).

902. Les certificats peuvent être obtenus par deux moyens : (i) des certificats obtenus sur la base de l'électricité produite avec des technologies ou des moyens (599) satisfaisant les critères de régime de certificats verts et CHP et (ii) des achats des certificats de ces producteurs.

903. La Belgique a notifié ces différents systèmes de certificats verts à la Commission conformément à l'article 88 paragraphe 3 traité CE. L'analyse de la Commission a démontré que les systèmes de certificats verts mis en place par la Belgique ne constituent pas des aides d'Etat au sens de l'article 87 paragraphe 1, car ils remplissent les critères de la jurisprudence " PreussenElektra ". Par conséquent, la Commission n'a pas pu vérifier si le soutien aux producteurs d'électricité verte et CHP en Belgique est limité à la différence entre les coûts de production et le prix de vente de l'électricité. Elle ne peut donc pas non plus exclure que dans le cas de la Belgique, les mécanismes de soutien pour l'électricité verte constituent des barrières à l'entrée.

904. Pendant l'enquête de marché, plusieurs parties tierces ont considéré que la compensation que reçoivent les producteurs d'électricité verte dépasse la différence entre les coûts de production et le prix de vente.

905. Puisque les vendeurs des certificats verts et CHP sont par nécessité ceux qui ont de la capacité de production en Belgique et les acheteurs ceux qui importent de l'électricité, l'effet net du système des certificats verts et CHP est donc un transfert de valeur des importateurs d'électricité vers les producteurs ayant de la capacité de production en Belgique et ayant surmonté les barrières pour construire la capacité de production (600). Ce désavantage est substantiel et, selon le CWaPE, peut monter jusqu'à 2/MWh (601).

906. Dans leur réponse à la Décision au titre de l'article 6 paragraphe 1 point c, les parties considèrent que les systèmes des certificats verts ne constituent pas des barrières à l'entrée (sur le marché de gros d'électricité) étant donné que :

a. ils ont pour objectif de stimuler la production de l'énergie verte, ce qui représente plutôt des opportunités pour les entrants sur le marché de la production et du négoce ;

b. ils rentrent dans le cadre d'une obligation de service publique prévue par la directive 2003-54-CE ; et,

c. en Belgique, les systèmes de certificats verts incombent uniquement aux fournisseurs sur le marché de la fourniture d'une façon non discriminatoire.

907. La Commission note que ces arguments, tout en étant corrects, ne peuvent pas éliminer le fait que les systèmes des certificats verts constituent des barrières à l'entrée sur les marchés de la fourniture d'électricité aux clients finals éligibles. Dans la mesure où les systèmes des certificats verts et CHP constituent des incitations à construire des capacités de production d'électricité verte et de CHP, notamment à cause de la compensation très élevée, qui dépasse la différence entre les coûts de production et le prix de l'électricité, et, étant donné que les entrants sur les marchés de la fourniture ne possèdent pas de tels certificats, ces nouveaux entrants ne peuvent surmonter ces obstacles qu'en construisant leurs propres centrales, ce qui est difficile. (voir ci-dessus).

B.6.4 LA QUESTION DE L'INDEPENDANCE DES GESTIONNAIRES D.INFRASTRUCTURES

908. SUEZ est un groupe verticalement intégré où coexistent inter alia à la fois des activités de fourniture d'électricité et du gaz des activités d'exploitation d'infrastructures d'électricité. En outre, à côté de ses acticités de fournisseur (Electrabel), SUEZ exerce un contrôle conjoint sur ELIA, le gestionnaire du réseau de transport et peut de facto contrôler les intercommunales mixtes en Région Wallonie, ou au moins, elle est en mesure d'exercer une influence importante sur celles-ci.

909. L'existence de tels groupes verticalement intégrés pose en soi un conflit d'intérêts structurel dès lors que les marchés de la fourniture de d'électricité sont libéralisés et que les fournisseurs de d'électricité autres que SUEZ, l'opérateur historique, sont obligés d'utiliser les infrastructures d'électricité de celui-ci.

910. En vue de résoudre ce conflit d'intérêt structurel, la directive 2003-54-EC comporte un certain nombre de dispositions parmi lesquelles celles des articles 10 et 15. Ces articles disposent que lorsque les gestionnaires de réseau de transport ou de distribution font partie d'une entreprise verticalement intégrée, ils doivent être indépendants, " au moins sur le plan de la forme juridique, de l'organisation et de la prise de décision, des autres activités non liées au transport. Ces règles ne créent pas d'obligation de séparer la propriété des actifs du réseau de transport [de distribution], d'une part, de l'entreprise intégrée verticalement, d'autre part. " Ces mêmes articles énumèrent par ailleurs plusieurs critères minimaux à appliquer pour garantir l'indépendance de ces gestionnaires d'infrastructures.

911. La Commission observe qu' à des degrés divers les gestionnaires d'infrastructure du groupe SUEZ ne présentent pas encore toutes les garanties d'indépendance.

B.6.4.1 Les gestionnaires de réseaux d'électricité et du gaz

912. L'accès au réseau de transport et aux interconnexions est essentiel pour les concurrents de Suez afin de pouvoir importer de l'électricité de l'étranger et la transporter à l'intérieur de la Belgique. Or, les capacités des interconnexions sont limitées et sont souvent congestionnées sur certaines liaisons à certaines périodes. Afin d'atténuer le problème des goulets d'étranglement, ELIA en tant que gestionnaire de réseau agissant de façon économiquement rationnelle devrait investir dans l'extension de la capacité des interconnexions. Or, une telle augmentation de la capacité d'interconnexion n'est pas nécessairement dans l'intérêt de Suez qui subirait alors une pression concurrentielle accrue sur les marchés en aval. (602) Il en va de même pour la connexion des nouvelles capacités de génération qui nécessite souvent des extensions ou des renforcements du réseau de transport d'électricité à l'intérieur de la Belgique.

913. Dans ce contexte il est à rappeler que les droits de minorité de SUEZ dans ELIA incluent l'approbation et/ou le refus du plan de développement, des plans d'investissement et du plan d'adaptation. Vu l'orientation géographique du groupe après la concentration, les parties peuvent avoir des intérêts renforcés à aligner les investissements d'ELIA dans les extensions des capacités d'interconnexion sur les intérêts du groupe.

914. Les arguments avancés par les parties dans leur réponse à la communication des griefs ne convainquent pas. Comme il a déjà été élaboré ci-dessus, SUEZ est en mesure d'exercer un contrôle sur le plan d'investissement d'ELIA. Le simple fait que ELIA ait des projets d'investissements ne démentit pas que SUEZ ait exercé une influence sur ceux-ci ou qu'elle aurait pu le faire.

915. En outre, la Commission a envoyé le 4 avril 2006 au Gouvernement Belge une mise en demeure dans laquelle elle estime que la Belgique a enfreint la directive 2003-54-EC. Cette mise en demeure concerne inter alia :

a. l'existence de raisons, non prévues par la directive pour refuser l'accès au réseau et l'absence du recours en justice.

b. l'abolition des contrôles des coûts d'équilibrage effectués par la CREG

916. Il convient aussi de rappeler l'étroit lien entre les marchés du gaz et ceux d'électricité en raison d' importance de l'accès au gaz et de la flexibilité pour la génération d'électricité et les offres duales. Vu la présence du groupe SUEZ sur les marchés d'électricité ainsi que le contrôle qu'il exerce sur les infrastructures de gaz (y compris le stockage) des conflits d'intérêts existent entre, d'une part la gestion par le groupe SUEZ du réseau de transit et de transport du gaz et d'autre part ses intérêts comme fournisseur et producteur sur les marchés d'électricité.

917. Pour la description des barrières à l'entrée résultant du contrôle des infrastructures du gaz par le groupe Suez, voir ci-dessus

918. Il convient de noter que les règles de séparation juridique des gestionnaires de réseau de transport du gaz comme établi dans l'article 7 de la Directive 2003-55-CE prévoit une protection encore moins élevée contre des conflits d'intérêts entre gestionnaires des réseaux de transport du gaz, d'un côté, et les intérêts de l'entreprise verticalement intégrée dans les marchés de l'électricité, d'un autre côté. En effet, rien ne garantit que les personnes responsables de la gestion du gestionnaire de réseau de transport du gaz participent aux structures de l'entreprise intégrée qui sont directement ou indirectement chargées de la gestion quotidienne des activités de production, de distribution et de fourniture d'électricité.

B.6.4.2 Les barrières à l'entrée liées à la gestion des GRDs en Région Wallonie

919. Il a été établi ci-dessus que SUEZ (Electrabel) contrôle les réseaux de distribution d'électricité et du gaz en Wallonie qui appartiennent à des intercommunales mixtes ou au moins, peut exercer une influence significative sur celles-ci au motif que les Intercommunales mixtes de la Région Wallonie ont sous-traité la gestion des GRDs vers SUEZ (Réseaux Wallonie).

920. Les GRD gèrent les réseaux de distribution. Leur activité influence les conditions de concurrence sur les marchés en aval, en particulier (1) le marché de la fourniture aux petits clients industriels et commerciaux et (2) les marchés pour les fournitures des clients résidentiels éligibles (pour l'instant en Flandre mais aussi dans les régions Bruxelles Capitale et Wallonie à partir du 1er janvier 2007).

921. Il est évident qu'un conflit d'intérêts important existe entre, d'une part, la gestion des réseaux des intercommunales mixtes en Wallonie, et d'autre part, l'intérêt de SUEZ comme fournisseur. L'existence d'un tel conflit d'intérêts est d'ailleurs aussi reconnue par le régulateur wallon (603). Une gestion efficace des réseaux des intercommunales mixtes faciliterait la concurrence pour le groupe SUEZ sur les marchés de fourniture d'électricité et du gaz. Il est intéressant dans ce contexte de noter que le délai de transfert de Réseaux Wallonie vers les Intercommunales mixtes est apparemment dû à SUEZ (Electrabel) et pas aux Communes réunies dans les Intercommunales mixtes (604).

922. Les services des GRD affectant les participants sur les marchés de la fourniture sont :

a. l'établissement des tarifs de distribution ;

b. la mise en œuvre des changements des clients vers un autre fournisseur ;

c. la communication des mesures de consommation.

d. la gestion opérationnelle des réseaux et la gestion de l'accès aux réseaux (intégralement sous-traitées à Netmanagement) (605). Y sont inclus les interventions techniques et les travaux d'extension, de renouvellement et de renforcement.

923. La quasi-totalité du personnel impliqué dans la gestion des réseaux de distribution des intercommunales mixtes ainsi que les systèmes informatiques sont ceux de SUEZ(Electrabel). Les systèmes informatiques sont partagés avec les autres services de SUEZ, y compris les services clientèles de SUEZ (Electrabel). Donc Electrabel, via sa filiale Réseaux Wallonie, était et est toujours en possession de toutes les données nécessaires à la gestion de ses clients. Elle ne dépend pas pour sa gestion de clients de l'efficacité des GRDs mixtes (606). En plus, Suez gère les données liées aux clients qui ont déjà changé de fournisseur et qui sont maintenant fournies par ses concurrents directs (607). Selon la CWAPE, la mise en commun de systèmes informatiques ne garantit pas l'étanchéité des transferts d'information (608).

924. SUEZ a donc un accès préférentiel aux informations clé pour la prospection et la facturation des clients, même à celles de ses concurrents. Les concurrents dépendent cependant des services fournis par des filiales de SUEZ pour pouvoir faire des offres.

925. Les parties (609) ont fait référence à la réglementation wallonne qui imposerait une stricte obligation de confidentialité quant aux informations commercialement sensibles auxquelles les membres du personnel des GRD ont accès dans le cadre de leur mission et dont la violation est passible de sanctions pénales. Cette obligation a été étendue au personnel de SUEZ (Réseaux Wallonie) par le biais de l'engagement pris par SUEZ (Electrabel) à l'occasion des dossiers ECS/Intercommunales (610).

926. Il est vrai que SUEZ(Electrabel) s'est engagé à faire signer par tout le personnel en charge de la gestion technique d'un ou des GRD(s) une déclaration de confidentialité. Il convient cependant de souligner que le non-respect de cette déclaration par le personnel de Réseaux Wallonie n'a aucune conséquence et que les sanctions pénales prévues dans la réglementation wallone (611) n'en ont certainement pas. Etant donné que les intercommunales mixtes n'emploient que peu de personnel et que la sanction pénale ne s'applique pas au personnel de Réseau Wallonie, il est peu surprenant que cette sanction n'ait jamais été appliquée à la connaissance des parties.

927. Il est donc peu surprenant que tous les concurrents des parties récemment entrés sur les marchés de fournitures aux clients finals aient souligné dans l'enquête que les GRD mixtes ne fonctionnent pas d'une façon optimale. En effet :

a. les tarifs de distribution sont fixés tardivement, pour des durées courtes (en décembre de l'année N-1 pour l'année N, pour trois mois), ce qui rend difficiles toute prévision budgétaire et la facturation aux clients finals. Ces tarifs sont très différents selon les GRD, avec des structures tarifaires variées, évolutives et appliquées différemment selon les GRD, ce qui représente un investissement informatique important pour les nouveaux entrants (612) ; Les parties ont invoqué la responsabilité de CREG ou au moins ses pouvoirs pour remédier à cette situation.

b. les changements de fournisseurs sont souvent effectués tardivement, voire fautivement, inter alia à cause du non-suivi des procédures prescrites ou de la non-communication des .master data. ou de leur communication fautive; Les parties ont invoqué le fait que des groupes de travail existent pour la mise au point de la procédure de switching et que la Wallonie devrait donc être épargnée par les désagrégements qui ont pû accompagner les changements de fournisseur en Flandre. La Commission note d'abord que les parties ont ainsi confirmé l'existence de tels désagréments. En outre, il convient de signaler que les mesures considérées comme nécessaires en Flandre pour y remédier concernaient non seulement la mise au point des procédure de switching mais aussi la formation d'Eandis, c'est-à-dire, la transformation de Netten Vlaanderen (l'équivalent flamand de Réseaux Wallonie) en filiale à 100% des GRD mixtes en Flandre.

c. les GRD communiquent tardivement (souvent après la fin des négociations avec les clients), voire fautivement les données de consommation historique et ne communiquent pas les profils quart-horaires (613). Les parties ont souligné, à juste titre, que cette tâche n'est pas gérée par Réseaux Wallonie mais par une filiale des intercommunales, Indexis

d. il existe des délais importants pour l'installation des équipements de mesure de consommation (614).

e. Il existe des risques de délais ou de refus de connexion des capacités de génération décentralisées.

928. Ceci a pour conséquence (615) que:

a. le manque de données de consommation implique que les nouveaux entrants encourent des risques de déséquilibre beaucoup plus grands et ne sont pas en mesure d'offrir des services d'une meilleure qualité aux clients (616);

b. le manque des données de consommation historique engendre des difficultés pour estimer un montant correct d'acompte à facturer aux clients, ce qui entraine des risques de contestation plus élevés;

c. le retard dans la transmission des informations (concernant la consommation ainsi que les tarifs de distribution) nécessite une régularisation, entrainant un surcoût important. En effet, les nouveaux entrants ont dû engager d'importants effectifs supplémentaires de personnel pour surmonter ces problèmes;

d. un problème d'image qualité vis à vis de la clientèle pour les nouveaux entrants.

e. Des risques accrus liés à la connexion au réseau des capacités de génération décentralisées. Il convient de noter que plusieurs entrants comptent construire de telles unités (biomasse, éoliennes.)

929. L'ouverture imminente le 1er janvier 2007 des marchés d'électricité et du gaz en Région Wallonie mènera à une augmentation importante du nombre des clients éligibles. Il est donc à craindre que le dysfonctionnement des GRD appartenant à des intercommunales mixtes aura une influence néfaste encore plus importante dans un futur proche. Ceci est d'autant plus grave que les changements de fournisseurs dans la région wallonne nécessitent des démarches préalables du client, ce qui affecte d'une façon négative la volonté des clients de changer de fournisseur (617).

B.6.5 CONCLUSION SUR LES BARRIERES A L'ENTREE

930. La Commission constate qu'il existe des barrières à l'entrée très élevées qui rendent l'entrée sur les marchés belges d'électricité très difficile. Il convient d'ajouter que les barrières à l'entrée sur les marchés d'électricité sont encore accrues par les effets de la concentration sur le marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité, puisqu'elle affecte d'une façon négative les incitations des nouveaux entrants de construire des centrales à gaz.

931. Il est donc improbable que d'autres concurrents actuels ou potentiels puissent reprendre le rôle de GDF (SPE) et ainsi compenser la pression concurrentielle qui sera éliminée suite à la concentration proposée. Dans ce contexte, l'élimination de GDF(SPE) comme le fournisseur alternatif le mieux placé pour animer la concurrence en Belgique a des effets négatifs sur une concurrence effective, qui dépassent les effets horizontaux de l'opération notifiée.

B.7 Conclusion

932. La Commission est arrivée à la conclusion que la concentration notifiée entraverait de manière significative une concurrence effective au sens de l'article 2 paragraphe 3 du Règlement Concentrations dans les marchés belges d'électricité suivants :

marché national de la production et de gros d'électricité

marché national des services auxiliaires et de courant d'ajustement

marché national de la fourniture d'électricité aux gros clients commerciaux et industriels (>70kV)

marché national de la fourniture d'électricité aux petits clients industriels et commerciaux (<70kV)

marchés de la fourniture d'électricité aux clients résidentiels éligibles, tant sur la base d'une dimension nationale que sur la base d'une dimension régionale du marché géographique pertinent

C. Réseaux de chaleur en France

C.1. Marchés pertinents

C.1.1.Marché de produit

933. Les réseaux de chaleur sont des équipements collectifs de distribution de chaleur, produite sous forme de vapeur ou d'eau chaude par des unités centralisées de production. (618)

934. Depuis les années 1930, de nombreuses communes en France se sont dotées d'une chaufferie unique et d'un réseau de chauffage urbain desservant des logements, des équipements publics ou des bâtiments municipaux. En 1995, plus de 250 communes étaient dotées de 379 réseaux de chauffage urbains, principalement dans le Nord de la France et en Rhône-Alpes. Le nombre de réseaux s'accroît de 1% par an. (619)

935. Les principales sources d'énergie primaire utilisées pour générer de la chaleur dans ces réseaux sont, au niveau national et sur la base de l'énergie primaire entrante sur les réseaux de chaleur (y compris le gaz servant à la production d'électricité par cogénération) : le gaz (52%), la chaleur provenant des usines d'incinération d'ordures ménagères (UIOM) (22%), le charbon (15%), le fioul lourd (9%) et autres (2%) (620).

936. Il ressort de l'enquête de marché que le choix des sources d'énergie primaire possibles est fait par la commune qui délègue la gestion de son service public. (621) Ce choix dépend souvent de contraintes géographiques (agglomération - campagne) et détermine le type d'installation nécessaire. Le choix du fournisseur de la source primaire d'énergie s'impose pour de longues durées pour les énergies telles que la géothermie, l'incinération d'ordures ménagères et la cogénération (622). (623) Pour les combustibles fossiles, gaz, charbon, fioul, par contre, les réseaux peuvent présenter une certaine flexibilité et donc une certaine substitution entre différentes sources primaires d'énergie. Le fournisseur d'une source primaire d'énergie fossile peut être choisi pour des périodes plus courtes (de 1 à 3 ans). (624) Le gaz présente des atouts tant en termes de flexibilité d'approvisionnement qu'à un niveau réduit de pollution en comparaison avec d'autres sources primaires d'énergie fossiles. (625)

937. Une majorité des réseaux sont gérés par le biais de délégations de service public (ciapr ès : DSP) qui intègrent les travaux de rénovation et de renouvellement à l'identique des réseaux, ainsi que des sous-stations et des chaufferies les alimentant. (626) En fonction des investissements parfois importants requis, la durée des contrats de délégation de service public dans ce domaine varie entre 12 et 24 ans. (627) En vertu de la Loi n° 93-122 relative à la prévention de la corruption et à la transparence de la vie économique et des procédures publiques, dite loi Sapin du 29 janvier 1993, instituant des procédures reposant sur des principes de publicité, de mise en concurrence et de transparence dans le choix des attributaires, les contrats de concession ne peuvent plus être conclus pour une durée dépassant 24 ans. (628)

938. La concurrence sur ce marché se manifeste donc à l'occasion du renouvellement des contrats de délégation. S.agissant de la demande sur ce marché, on trouve les collectivités locales, l'offre étant constituée des différents fournisseurs de ce service.

939. Lorsque la gestion d'un réseau de chaleur est déléguée, la source d'énergie primaire utilisée pour générer la chaleur dans ce réseau est, le plus souvent, définie dans la convention de DSP. Pour des raisons de continuité du service public, les contrats prévoient toujours une énergie de substitution aux côtés de l'énergie principale. Les variations de prix des énergies primaires sont répercutées aux consommateurs du réseau de chaleur selon des formules préétablies convenues entre l'autorité délégante et le délégataire. (629)

940. Les parties estiment qu'il existe un marché de produit des réseaux de chaleur englobant les réseaux gérés en régie. D'autres opérateurs actifs sur le marché ont précisé qu'il faut exclure les réseaux de chaleur qui sont directement exploités par la collectivité propriétaire du réseau et que le marché ne contient que la gestion déléguée des réseaux de chaleur. (630)

941. La difficulté pour une collectivité de créer en son sein l'expertise nécessaire à la reprise (ou à la création) d'un réseau en régie est trop élevée pour considérer les régies comme faisant partie du même marché de produit. Un des deux exemples donnés par les parties pour étayer leur thèse (631) concerne l'UEM (Usine d'Electricité de Metz, une régie), qui a en effet remporté un appel d'offres pour la délégation de service public d'un réseau dans un quartier voisin du réseau qu'elle gérait déjà. (632) Il ressort clairement des réponses de l.UEM, que hormis le cas spécifique d'un quartier voisin pour lequel est organisé un appel d'offres pour la DSP d'un réseau de chaleur, cette entreprise publique locale de distribution d'électricité ne se considère pas comme un concurrent potentiel d'entreprises spécialisées dans la gestion de réseaux de chaleur ailleurs en France. (633) Il s'ensuit que les réseaux gérés en régie par la municipalité elle m ême sont à exclure de la définition du marché en cause.

942. Le marché de produit en cause est donc le marché de la gestion déléguée des réseaux de chaleur (ci-après : marché des réseaux de chaleur).

C.1.2. Marché géographique

943. Selon les parties, le marché des réseaux de chaleur serait de dimension nationale (634) et le seul marché national affecté par l'opération serait la France.

944. Cette affirmation est confirmée par l'enquête de marché. Selon l'article 39 du code des marchés publics, dès qu'ils dépassent un montant de 750 000 EUR hors taxes pour les fournitures et les services et 5.270.000 EUR hors taxes pour les travaux, les appels d'offres des municipalités sont publiés obligatoirement au BOAMP (Bulletin officiel des annonces des marchés publics) et au JOUE au niveau européen. (635) Néanmoins, il ressort des réponses ainsi que des données sur les appels d'offres des années 2003- 2006 (636), que malgré la publication de certains appels d'offres au niveau européen, essentiellement les mêmes cinq (637) groupes français participent à la grande majorité des appels d'offres pour la gestion déléguée de réseaux de chaleur (638). Les groupes étrangers participent rarement aux appels d'offres en France et soumissionnent généralement en groupement avec l'un des opérateurs nationaux. (639)

945. Le marché en cause affecté par l'opération notifiée est donc le marché des réseaux de chaleur en France.

C.2. L'analyse concurrentielle Principaux acteurs sur le marché des réseaux de chaleur

946. Le nombre des acteurs sur le marché des réseaux de chaleur était déjà restreint avant l'opération. Il s'agit, dans l'ordre de leur part de marché par rapport au total des réseaux existants, de Dalkia (groupe Veolia), SES-Elyo (groupe Suez), Soccram (groupe Thion - Ne Varietur), Cofathec-Coriance (groupe GDF) et Idex.

947. Hormis Idex, les parties ont attiré l'attention des services de la Commission sur Enerpart/Enertherm (640). Ce point sera traité ci-dessous dans les considérants 976 et 977.

948. Pour le reste, selon GDF même, la concurrence n'est constituée que d'" entreprises régionales de petite taille " (641).

Existence de liens étroits et litiges entre Soccram et le groupe GDF

949. Au-delà du nombre restreint de participants habituels aux appels d'offres, il faut tenir compte d'un élément spécifique, qui est l'existence de liens étroits entre le groupe Thion-Ne Varietur d'une part et le groupe GDF d'autre part.

950. Le groupe Thion a produit une lettre du 3 août 2000 adressée par la société Cogac, détenue à 100% par Gaz de France, aux actionnaires majoritaires et minoritaires du groupe Thion - Ne Varietur et signée pour accord par ces derniers. (642)

951. La lettre fait état

- d'une alliance stratégique en France et en Europe dans le domaine des réseaux de chaleur,

- du développement du gaz dans les réseaux dont le groupe Thion - Ne Varietur est concessionnaire,

- du retrait du groupe Thion - Ne Varietur de certaines activités (négoce de gros pour le compte de tiers, toute activité aux Etats-Unis)

- de l'octroi par Gaz de France (pour lequel Cogac se porte garant) des meilleurs tarifs et conditions de paiement que GDF et ses filiales pratiquent pour ses clients dans les secteurs d'activité comparable

- d'une coordination entre GDF et Thion - Ne Varietur pour éviter les sources éventuelles de conflits d'intérêts entre eux.

952. Le 17 août 2000, Cogac a acquis une participation de 34% dans la société Ne Varietur, holding du groupe Thion. En plus de la participation de 34%, Cogac a consenti un prêt [...]*. (643)

953. Aussi le 17 août 2000, Cogac, les autres actionnaires minoritaires et les actionnaires majoritaires de Ne Varietur ont signé une convention d'actionnaires reconnaissant à Cogac certains droits et prérogatives relatifs à l'administration du groupe Thion644 :

- la désignation de trois administrateurs (sur un total de 8) dans le conseil d'administration du holding Ne Varietur, et d'un administrateur dans les conseils d'administration des sociétés Thion et Soccram (645) ;

- l'assentiment exprès d'au moins un des administrateurs nommés sur proposition de Cogac est nécessaire pour les décisions stratégiques énumérées à l'annexe D de la convention, dont:

o l'approbation du budget annuel (646)

o toute conclusion d'un engagement commercial dont le montant excède 800.000 euro, ayant une durée supérieure à 5 ans ou prévoyant une clause d'exclusivité (647) - selon le groupe Thion, ces deux critères couvriraient tous les projets de réseaux de chaleur en concession (648) ;

- une réunion du conseil d'administration du holding au moins quatre fois par an, et la remise d'un rapport trimestriel comprenant le compte d'exploitation, la situation de trésorerie, l'évolution et les perspectives commerciales, financières et industrielles du Groupe Thion (649) ;

- un droit d'audit pour Cogac, qui a, à ce titre, un accès, sans restriction au livres (.), personnel, conseils et comptables des sociétés du Groupe Thion (650) ;

- la constitution d'un " comité commercial " ayant pour objet d'examiner les contrats de concession et les contrats d'exploitation conclus par les sociétés du groupe Thion et d'assurer le suivi des relations du groupe Thion avec les municipalités, les exploitants et co-concédants (651).

954. Les prérogatives décrites dans les considérants précédents vont au-delà des droits attachés à une simple participation financière.

955. L'approbation du budget annuel confère à GDF un droit de veto sur une question stratégique.

956. L'accord nécessaire aux engagements commerciaux supérieurs à cinq ans, implique la possibilité pour Cogac de bloquer la conduite commerciale future du groupe Thion si elle ne correspond pas aux orientations voulues par Cogac. Le cinquième point, concernant le " comité commercial ", ouvre la possibilité pour Cogac de revoir la conduite commerciale passée du groupe Thion, par l'examen et le suivi des relations avec les clients acquis précédemment. Ceci est important dans un secteur où un opérateur de taille moyenne comme Soccram ne gère qu'une vingtaine de réseaux.

957. Les deux éléments mentionnés aux considérants précédents sont particulièrement significatifs pour la concurrence sur le marché des appels d'offres pour obtenir la gestion de réseaux de chaleur. Selon la pratique décisionnelle de la Commission on doit constater que l'accord du 17 août 200 donne à Cogac, et donc au groupe GDF, la possibilité d'exercer le contrôle conjoint du groupe Thion-Ne Varietur. On peut aussi constater que dans ses comptes annuels 2003 et 2004, GDF a mentionné sa participation dans le Groupe Thion pour 34% parmi ses " principales filiales et participations ". (652)

958. Les parties rétorquent que les accords de 2000 n'ont pas été mis en œuvre, ou en tout cas qu'ils ne le sont plus.

959. Le groupe Thion et GDF s'accordent pour dire que depuis le 19 janvier 2006, il n'y a plus d'administrateurs Cogac dans le conseil du holding Ne Varietur. (653) Les avis divergent sur l'historique et la causalité de la dégradation des relations entre le groupe GDF - Cogac d'une part, et les actionnaires majoritaires du groupe Thion - Ne Varietur d'autre part. Au cours de cette dégradation, il y a eu différents litiges devant les cours et tribunaux de Paris, dont certains sont encore en cours.

960. [...]* (654)

961. [...]*

962. Sans qu'il y ait besoin de juger le bien-fondé des arguments développés par les différents acteurs devant les instances judiciaires françaises, force est de constater qu'il ne peut être exclu que par la lettre du 3 août 2000 et la convention d'actionnaires du 17 août 2000, mises en œuvre par la participation en capital et l'octroi d'un emprunt obligataire convertible en actions, Cogac, filiale à 100% du GDF, ait acquis, conjointement avec les actionnaires majoritaires, le contrôle du groupe Thion Ne Varietur.

963. A ceci s'ajoute qu'en vertu des accords dont la Cour d'appel vient de confirmer qu'ils sont en vigueur, la participation de Cogac dans Thion-Ne Varietur pourrait augmenter jusqu'à atteindre un maximum de [40-50%] (655) Le choix de se faire rembourser en actions plutôt qu'en numéraire appartient à Cogac. (656) Une telle augmentation de la participation ne ferait que renforcer la conclusion du considérant précédent.

964. En 2000, l'accord en cause n'avait pas à être notifié auprès des autorités de la concurrence françaises ou européenne en raison de seuils insuffisants. Il s'ensuit que si les litiges pendants entre le groupe GDF et le groupe Thion-Ne Varietur se résolvaient en faveur du groupe GDF, et si l'accord de 2000 était appliqué de nouveau comme prévu, une notification auprès d'une autorité de la concurrence ne serait probablement pas nécessaire, bien que le groupe GDF puisse alors pleinement exercer son contrôle conjoint, partagé avec les actionnaires majoritaires, sur le groupe Thion- Ne Varietur.

965. Ce contrôle conjoint sera d'autant plus important que GDF constitue le fournisseur de gaz quasi-unique du groupe Thion - Ne Varietur, aussi bien pour les réseaux gérés de longue date que pour la préparation d'offres dans le cadre d'appels d'offres. (657) Cette situation n'est pas spécifique à Thion - Ne Varietur (658), puisqu'elle découle de facteurs généraux sur le marché du gaz en France; néanmoins, cette situation de client vis-à-vis d'un fournisseur renforce les éléments de droit des sociétés spécifiques à Thion - Ne Varietur.

966. Pour l'analyse concurrentielle qui suit, on ne saurait donc partir de l'hypothèse que Soccram, société du groupe Thion - Ne Varietur, constitue un concurrent indépendant du groupe GDF auquel appartient la société Cofathec. Il faut, au contraire, partir de l'hypothèse qu'on ne saurait exclure que le groupe Thion-Ne Varietur sera à l'avenir contrôlé conjointement par ses actionnaires majoritaires, d'une part, et le groupe GDF, d'autre part. Ce contrôle conjoint, qui est pour le moment probablement perturbé par les litiges entre le groupe GDF et le groupe Thion - Ne Varietur, viendrait réduire le nombre de concurrents indépendants participant aux appels d'offres organisés.

Parts de marché

967. Différents critères ont été avancés pour déterminer les parts de marché des différents fournisseurs sur le marché de la gestion des réseaux de chaleur.

968. Un premier critère est celui du nombre de réseaux gérés. Les parties considèrent le critère du nombre de réseaux comme le plus probant, parce que chaque réseau témoigne du succès obtenu par chaque acteur dans l'attribution des contrats à l'issue d'appels d'offres. (659) Selon ce critère, Dalkia aurait une place prépondérante sur le marché, avec une part de marché d'environ [50-60]* % : (660)

969. Le raisonnement fondé sur le nombre de réseaux ne tient pas compte de deux éléments : premièrement, que le nombre de réseaux gérés reflète dans une large mesure le succès passé des différents acteurs ; en effet, même si les nouveaux contrats de gestion sont conclus pour des périodes de 10 à 24 ans (666), certains réseaux de chaleur sont encore régis par des contrats de concession dont la durée dépasse les 24 ans imposés comme maximum par la loi Sapin (667).

970. Deuxièmement, le nombre de réseaux pourrait surestimer l'importance des petits réseaux, dont certains sont alimentés au bois (668), ou refléter une situation dans laquelle certains opérateurs se limitent aux plus grands réseaux tandis que d'autres opérateurs ne sont pas capables de gagner des appels d'offres concernant de grands réseaux.

971. La Commission considère donc qu'il est plus approprié d'utiliser le volume (en

GWh) et la valeur (en millions d'euro) des réseaux gérés pour calculer les parts de marché. Selon ces critères, les parts de marché des parties notifiantes, et en particulier du groupe Suez, sont nettement plus importantes, comme il ressort du tableau suivant. Vu les estimations divergentes du volume total de chaleur produit pour les réseaux de chaleur (669), deux colonnes présentent les parts de marché. Ce qui est important ce sont les volumes absolus de production de chaleur, communiqués par chaque concurrent en ce qui le concerne.

972. Ces données se présentent comme suit :

973. Il résulte de ces données que même sans Soccram, les parties réunissent un volume de production ([...]* GWh) supérieur d'un tiers au volume du deuxième acteur du marché, Dalkia ([...]* GWh). En ajoutant les volumes de Soccram, les parties atteignent un volume qui dépasse les volumes de Dalkia de plus de la moitié. Il s'ensuit que Dalkia, bien que premier opérateur sur base du nombre de réseaux, gère des réseaux en moyenne nettement moins importants que les parties. 974. De la précédente description des parts de marché il découle que les parties, sans Soccram, dépassent largement en volume l'autre grand opérateur du marché, Dalkia, et qu'en ajoutant les réseaux de Soccram à ceux des parties, elles dépassent la barre des [50-60]* %. A part les parties (plus Soccram) et Dalkia, seul un opérateur, Idex, s'approche des [0-5]* % de part de marché. Les autres réseaux sont gérés par des opérateurs locaux qui gèrent un, ou exceptionnellement deux réseaux.

Barrières à l'entrée

975. Dans la notification, les parties soulignent la pression concurrentielle exercée par de nouveaux entrants. Néanmoins, ils n'identifient que deux nouveaux entrants français, Enertherm et Idex. (671)

976. Enertherm a, en 2002, succédé à Dalkia sur le réseau de chaleur de la Défense à Paris. (672) Néanmoins, Enertherm ne peut pas être qualifié comme un concurrent crédible pour d'autres appels d'offres. Il ressort de la réponse d'Enertherm aux questions de la Commission que l'entreprise a été créée avec mission exclusive d'être le concessionnaire du réseau de la Défense. Enerthem exclut toute participation à des appels d'offres pour la gestion (ou la construction) d'autres réseaux de chaleur que celui de la Défense à Paris. (673) Enerpart, la société mère d'Enertherm, a participé à différents appels d'offres depuis 2003, pour le moment sans succès. (674) Enerpart a communiqué avoir déposé plainte auprès des autorités de la concurrence françaises concernant la façon dont sa candidature aurait été exclue dans au moins un cas. (675) Il résulte de ce qui précède que, pour le moment, l'existence du groupe Enerpart, qui a réussi à conquérir la gestion d'un réseau, ne suffit pas pour en faire un concurrent crédible sur le marché.

977. En ce qui concerne Idex, les parties admettent que l'entreprise n'est pas un nouvel entrant puisqu'il était déjà présent sur le marché depuis plusieurs années. (676) En fait, selon Idex, cette entreprise est active sur le marché depuis 40 ans (677). Les parties estiment néanmoins que cette entreprise est apparue, après le rachat par des fonds d'investissement, comme particulièrement active lors des derniers appels d'offres. L'enquête a confirmé qu'Idex a remporté deux appels d'offres parmi les appels d'offres ouverts depuis 2003. (678) Avec des parts de marché estimées ci-dessus à [5- 10]* % en nombre de réseaux et à moins de [0-5]* % en volume, l'impact concurrentiel d'Idex doit être qualifié de crédible mais limité.

978. En ce qui concerne les groupes étrangers, les parties n'identifient aucun groupe étranger qui aurait gagné un appel d'offres pour un réseau de chaleur en France. Selon l'enquête de marché, de tels groupes soumissionnent généralement en groupement avec l'un des opérateurs nationaux (679). Ceci indique qu'une présence en France et une expérience de la gestion des réseaux de chaleur française semblent nécessaires pour être perçu comme un soumissionnaire crédible et qu'il y a donc des barrières à l'entrée pour des groupes étrangers.

Effets concurrentiels

979. L'opération notifiée combine Suez, le premier opérateur du marché mesuré en valeur et volume, avec le troisième (GDF + Soccram). La nouvelle entité serait le plus grand opérateur du marché (en valeur et volume), devant Dalkia (Veolia). Sa part de marché particulièrement élevée - plus de [50-60]* % - peut en elle-même constituer la preuve de l'existence d'une position dominante sur le marché après l'opération (680).

980. Après l'opération, le seul concurrent de taille serait Dalkia avec une part de marché inférieure à [30-40]* %. Les autres concurrents n'ont que des positions très faibles, la part de marché du plus important d'entre eux n'atteignant pas [0-5]* %.

981. Les parties soulignent que sur un marché d'appels d'offres, la part de marché ne reflète pas nécessairement le pouvoir de marché de l'entreprise concernée. (681) Il convient plutôt d'examiner appel d'offres par appel d'offres combien de soumissionnaires crédibles ont effectivement participé à la procédure, exerçant de ce fait une pression concurrentielle sur les parties. (682)

982. Le marché est en effet caractérisé par un petit nombre d'appels d'offres par an - à part quelques nouveaux réseaux par an, le nombre d'appels d'offre par an est estimé entre 5 et 15 par an - et par une durée des contrats de gestion habituellement très longue (elle peut aller jusqu'à 24 ans).

983. Il ressort de l'analyse des appels d'offres en France entre 2003 et 2006, sur base de données fournies par les parties pour 50 appels d'offres, que Cofathec ([30-40]* participations) et SES-Elyo ([30-40]* participations) étaient parmi les 3 participants très fréquents, avec Dalkia ([30-40]* participations), avant les deux participants qu'ont été Soccram ([20-30]* participations) et Idex ([20-30]* participations). (683) Hormis ces 5, on ne trouve que rarement d'autres participants. A part Enerpart, qui a été mentionné plus haut au considérant 976, le seul cas d'un participant " alternatif " qui revient dans [0-5]* appels d'offres est la société " CVD ", qui aurait selon les parties gagné [0-5]* appels d'offres pour Vitry-Choisy en 2005. (684) Il s'avère que " CVD " est une filiale à 100% d'Elyo. (685)

984. Il s'ensuit que Suez et GDF font partie d'un cercle restreint de concurrents proches exerçant une pression concurrentielle forte l'un vis-à-vis de l'autre, avec Dalkia, Soccram et, dans une moindre mesure, Idex.

985. Dans les [30-40]* appels d'offres auxquels Elyo a participé, elle a rencontré Dalkia [20-30]* fois comme concurrent, Cofathec [20-30]* fois, Soccram [20-30]* fois et Idex [15-20]* fois. (686)

986. Dans ce contexte, il convient de prendre en compte le rôle spécifique joué par Cofathec (GDF) sur ce marché. Fort du groupe gazier dont il est issu, Cofathec a été capable, en peu d'années, d'exercer une pression concurrentielle réelle et crédible. Ainsi l'aperçu des appels d'offres donné par le groupe Thion (Soccram) pour la période de 2003 à 2006 (687) contient 14 appels d'offres pour la gestion d'un réseau de chaleur existant. Dans [5-10]* cas, les opérateurs sortants, Elyo ([5-10]*) et Dalkia ([0-5]*), emportent le nouvel appel d'offres. Dans 5 cas, le nouveau gagnant n'est pas le sortant. Cofathec est le nouveau gagnant dans [60-70]* % des ces cas ([0-5]*), les autres gagnants dans des hypothèses de " non-reconduction " étant Soccram et la régie de Metz dans un quartier avoisinant son ancien réseau. (688) Dalkia, Elyo et Idex n'ont pour leur part pas gagné un seul de ces appels d'offres de " non-reconduction ".

987. Il ressort de cette analyse qu'Elyo et Dalkia, gérant les plus grands nombres de réseaux, semblent plutôt ne pas attaquer leurs réseaux existants respectifs, tandis que Cofathec a joué un rôle plus important dans le jeu de la concurrence que ne le laisserait supposer sa part de marché. Cofathec était un nouvel opérateur - ne comptant pas comme Dalkia, Elyo, Soccram et Idex des décennies d'activité dans ce secteur de contrats à long terme - et un concurrent agressif qui cherchait à remplacer les opérateurs historiques par des offres très compétitives. La Cour des Comptes française a commenté cette politique comme suit: " La Cour constate que, depuis sa création, Cofathec a eu une rentabilité très faible ou négative..La Cour note que le groupe Gaz de France, par le biais de sa filiale Cofathec, a conduit, dans le domaine, une politique très active de conquête de part de marché. " (689) Cette stratégie agressive était possible en partie grâce à l'endossement de GDF pour sa filiale Cofathec. Le Président de la Cour des Comptes notait sur cet aspect : " Gaz de France, en effet, a largement financé sa filiale tant en souscrivant à ses augmentations de capital qu'en lui accordant des prêts à des conditions avantageuses. Il a également permis à sa filiale d'accéder au marché financier français et italien dans des conditions plus favorables que celles qu'elle aurait pu obtenir seule. Gaz de France a aussi réalisé pour le compte de sa filiale des prestations qu'il ne lui a pas facturées. " (690) La disparition de Cofathec comme acteur indépendant crédible, par la fusion avec SES-Elyo, élimine donc un important moteur de la concurrence.

988. A noter qu'Idex, bien qu'il ait gagné [0-5]* appels d'offres durant ces dernières années, ne peut pas être considéré comme un acteur exerçant une pression comparable à celle exercée par Cofathec. Premièrement, il convient de noter que les [0-5]* succès d'Idex concernent des créations de réseaux, pas des reconductions. A la différence de GDF, Idex n'a donc pas réussi à remplacer d'une manière agressive des opérateurs historiques. Deuxièmement, Idex ne dispose pas des avantages financiers auxquels il est fait référence au considérant 987. Le fait qu'Idex ait récemment trouvé un nouvel actionnaire n'est pas comparable à l'endossement de GDF pour sa filiale Cofathec, animé par le souhait stratégique de gagner des parts de marché même au prix d'une faible rentabilité. Cet endossement par GDF a permis à Cofathec de remplir le rôle d'animateur de la concurrence.

989. L'élimination de la concurrence entre les parties aurait donc un effet direct avec des répercussions probables sur les prix des prestations offertes par les parties.

990. Un tel effet est d'autant plus probable que la nouvelle entité issue de la concentration a une influence telle sur l'offre de ressources nécessaires à la production, qu'elle peut limiter la capacité des rivales à la concurrencer. Le gaz est la principale source d'énergie primaire utilisée pour générer de la chaleur dans des réseaux. Dalkia utilise aujourd.hui de l'énergie primaire qui est constituée à [80-90]* % par du gaz, à [5-10]* % par du fioul et à [10-15]* % par l'électricité (691). Les chiffres pour Soccram sont [60- 70]* % gaz, [5-10]* % chaleur provenant des UIOM, [5-10]* % fioul lourd, [5-10]* % bois. Il est aussi à noter que le pourcentage du gaz est en progression du fait des mesures environnementales (692). Idex aussi considère GDF comme incontournable (693), entre autres à cause de la réglementation des prix en vigueur en France (694). Il est vrai qu'Elyo (du groupe Suez) a remplacé GDF dans un nombre réduit de réseaux situés dans les zones d'équilibrage Nord et Est par un fournisseur alternatif. (695) En revanche, dans un nombre plus important de réseaux, Elyo a, suite à un tour du marché avec demande d'offres de différents fournisseurs de gaz, décidé de ne pas devenir éligible, vu l'avantage de rester en régime de prix réglementés. (696) Cofathec Coriance et Cofathec Services (du groupe GDF) ont très récemment remplacé GDF par un fournisseur alternatif pour plus d'un tiers des réseaux qu'elles gèrent. (697) Dans la quasi-totalité des cas où un fournisseur alternatif a été trouvé par un gestionnaire de réseau de chaleur, ce réseau se trouve dans les zones d'équilibrage Nord et Est, zones où la présence de Distrigaz est plus marquée que dans d'autres zones.

991. Vu sa position sur les marchés gaziers en France, GDF reste donc le principal fournisseur pour tous les concurrents sur le marché des réseaux de chaleur. Suez (Distrigaz France) est perçu comme le nouvel entrant le plus actif et celui qui a conquis le plus rapidement une part de marché significative. (698) Dalkia, le principal concurrent sur le marché, achète [60-70]* % des volumes de gaz consommés par Dalkia et ses filiales pour ceux de leurs sites qui ont exercé leur éligibilité à GDF et [15-20]* % à Suez (Distrigaz). Pour les sites qui n'ont pas exercé leur éligibilité, GDF représente [90-100]* % de l'approvisionnement. (699) En d'autres termes, Dalkia se fournit principalement chez GDF, et à titre alternatif principalement chez Distrigaz. Après la concentration, les parties seront donc un fournisseur incontournable et auront une influence majeure sur les coûts de Dalkia, leur principal concurrent.

992. La même analyse serait aussi valable pour Soccram, si jamais elle gagnait son litige contre GDF, devenant un concurrent indépendant des parties. Soccram achète presque [90-100]* % de son gaz auprès de GDF. Elle a eu dans le passé de grandes difficultés pour obtenir des offres compétitives. Malgré plus de vingt demandes d'offres à d'autres fournisseurs de gaz, Soccram n'a pu éviter de se fournir auprès de GDF que pour un seul réseau (700).

993. Dans ces conditions, la nouvelle entité issue de la concentration a une influence telle sur l'offre de ressources nécessaires à la production, qu'elle peut limiter la capacité des rivales à la concurrencer. Les concurrents, y inclus Dalkia, ne seront pas à même d'exercer une contrainte concurrentielle suffisante pour empêcher l'entité issue de l'opération d'augmenter les prix.

994. Sur base de ce qui précède, l'opération notifiée risque donc d'entraver de manière significative la concurrence sur le marché des réseaux de chaleur en France par des effets non coordonnés.

995. En revanche, il est peu probable que l'opération notifiée change la structure de marché à un point tel qu'il serait possible pour Suez/GDF et Dalkia de créer une position de dominance collective.

996. Il est improbable qu'une coordination puisse être une stratégie crédible de long terme en raison du manque de mécanismes de punition crédibles, via les appels d'offres où les parties et Dalkia se rencontrent d'une manière récurrente.

997. En effet, l'hétérogénéité des différents appels d'offres, tant en termes de taille qu'en termes d'exigences des donneurs d'ordre basées sur d'autres éléments que le prix, rendrait les comportements parallèles délibérés onéreux et donc difficiles à surveiller réciproquement. En ce qui concerne la taille des appels d'offres, l'enquête de marché confirme la grande variabilité dans les tailles d'appels d'offres entre 2003 et 2006. (701) En ce qui concerne les exigences des donneurs d'ordre basées sur d'autres éléments que le prix, l'enquête de marché confirme que des préoccupations environnementales, distinctes du seul élément prix, jouent un rôle non négligeable dans le processus de décision des donneurs d'ordre, et que le donneur d'ordre jouit d'un large pouvoir discrétionnaire dans le choix final (702).

Conclusion

998. En conclusion, la concentration telle que notifiée entraverait de manière significative une concurrence effective sur le marché de réseaux de chaleur en France, sur base des effets non coordonnés.

D. Services énergétiques hormis les réseaux de chaleur

999. Un nombre de marchés en amont et en aval des marchés de gaz et de l'électricité sont regroupés sous le vocable de " services énergétiques ". Il s'agit de marchés qui comprennent des activités de conception, de mise en œuvre, de commercialisation, d'exploitation et/ou de maintenance d'installations relevant des activités de production d'énergie, de chauffage et de climatisation.

1000. Parmi eux, il y en a un sur lequel les parties présentent un chevauchement qui pourrait mener à un marché affecté, à savoir la maintenance des chaudières à gaz dans le segment privé dans certains départements ; il est traité d'abord ; lui est ajouté le marché des ventilations sur sites nucléaires en France, qu'un utilisateur avait soumis à l'attention de la Commission.

1 Maintenance des chaudières à gaz

Définition du marché de produit

1001. Les parties distinguent un marché de la maintenance des chaudières à gaz, qui comprend l'ensemble des prestations techniques permettant de maintenir le bon fonctionnement d'une chaudière ou de prévenir une défaillance ou de l'enrayer. Cette activité de maintenance a été identifiée par les autorités françaises de concurrence comme un marché spécifique en raison du type d'équipements concernés (703). Il s'agit des chaudières individuelles situées chez les particuliers, à l'exclusion de tout autre type d'installation thermique. Plus précisément, selon les autorités françaises de la concurrence, l'activité d'entretien des chaudières individuelles peut être segmentée en deux marchés distincts en fonction de la clientèle concernée : la clientèle privée (clients individuels et syndics de copropriété) et les gestionnaires de logements sociaux (qui passent des contrats couvrant l'ensemble du parc de chaudières individuelles des occupants d'un immeuble) (704).

1002. L'enquête de marché confirme qu'il existe probablement deux marchés distincts d'entretien des chaudières individuelles : celui de l'entretien de chaudières individuelles auprès de la clientèle privée (clients individuels et syndics de copropriété) d'une part, et celui de l'entretien de chaudières individuelles auprès des gestionnaires de logements sociaux d'autre part. Cette question peut être laissée ouverte, puisque le résultat de l'analyse ne s'en trouverait pas affecté.

1003. Un chevauchement des parties n'existant que dans le segment de la clientèle privée - Suez n'est pas actif sur le segment des gestionnaires de HLM - c'est ce segment qui est considéré ici.

Définition du marché géographique

1004. Pour le marché de l'entretien de chaudières individuelles auprès de la clientèle privée (clients individuels et syndics de copropriété), la pratique décisionnelle des autorités françaises de la concurrence a délimité des marchés de dimension départementale. (705)

1005. L'enquête de marché indique que le marché géographique pertinent pour la maintenance des chaudières à gaz auprès de la clientèle privée est au maximum de dimension départementale (706), en raison de l'importance des coûts de la main-d'œuvre et du déplacement dans le coût total du service (707). Ces derniers facteurs expliquent d'ailleurs pourquoi les services concernés peuvent être plus chers à Paris qu'en dehors de Paris, vu le fait que la congestion routière y est plus importante. (708)

1006. Puisque le résultat de l'analyse serait le même dans un marché géographique national, la définition du marché géographique peut être laissée ouverte. Impact de l'opération - analyse concurrentielle

1007. Le groupe GDF comprend la société Savelys, issue de la fusion de CGST-Save et Domoservices (709), qui est le plus grand opérateur sur le marché de la maintenance de chaudières individuelles en France, avec une part de marché estimée à [20-30]* % au niveau national. (710) Au sein du groupe Suez, la société Maisoning déploie la même activité, avec une part de marché estimée à [0-5]* % au niveau national. (711) Sur base d'une définition du marché nationale, la concentration ne présenterait pas de problème au vu de ces parts de marché et de ce très faible chevauchement.

1008. Sur base d'une définition de marché par département, il n'y a de chevauchement entre les parties que dans dix départements. Dans 8 de ces 10 départements, le chevauchement est de [0-5]* % ou moins. Dans un neuvième département, Maisoning (Suez) a une part de marché de [15-20]* %, à laquelle s'ajoute la part de marché de [5-10]* % de Savelys (GDF) ; ce ne sont pas des parts de marché qui soulèvent des problèmes. Dans le département de la Vienne, le chevauchement est de [5-10]* %. Ce département est repris ci-après.

1009. La part de marché cumulée des parties reste en deçà d'un quart dans 4 des 10 départements concernés; dans 5 autres départements à chevauchement, la part de marché se situe entre [30-40]* et [40-50]* %. Dans un seul département, peu peuplé, la Vienne (Poitiers), la part de marché de Savelys de [60-70]* % se voit renforcée par la concentration avec les [5-10]* % de Maisoning, pour arriver à une part cumulée de [60- 70]* %.

1010. On doit douter que le département de la Vienne (moins de 400.000 habitants) constitue une partie substantielle du Marché commun. En plus, ce département est un des départements les plus affectés par les engagements pris par le groupe GDF vis-a-vis des autorités françaises dans le contexte de la fusion CGST-Domoservice (dont est issu Savelys). (712) Une des 14 agences cédées par CGST était celle de Poitiers, chef-lieu du département de la Vienne. Selon les autorités françaises, cette cession devait " permettre l'émergence d'un acteur significatif - avec une implantation sur une partie homogène du territorire (Grand Ouest et Rhône-Alpes) ". Au vu du nombre limité de [0-2000]* chaudières concerné par le chevauchement sur le marché départemental de la présente opération, on peut raisonnablement de compter sur les effets des engagements.

1011. La raison la plus importante pour conclure à l'absence d'impact significatif de la concentration sur le marché concerné réside dans le rôle des fournisseurs régionaux, départementaux ou locaux. Dans l'enquête de marché, de " petits " fournisseurs de service (avec une trentaine de techniciens par exemple) se vantent de la fidélité de la clientèle privée, de sa bonne rentabilité, et du fait que la concentration n'aura pas d'impact vu qu'ils se concentrent sur les machines plus petites et qu'Elyo est spécialiste des chaudières à grande puissance. (713) Invités à mentionner les plus importantes barrières à leur expansion, les plus petits fournisseurs mentionnent comme freins les plus importants à leur croissance non pas l'existence de grands concurrents mais bien le grand nombre d'autres petits concurrents, ou les charges administratives qui pèsent sur l'activité indépendante en général (714). Des fournisseurs plus importants (40 techniciens) mentionnent la difficulté d'embaucher du personnel qualifié et motivé comme plus importante barrière à leur expansion. (715) On pourrait aussi bien la voir comme un incitant pour les chauffagistes rares et donc recherchés de s'établir comme indépendant.

Absence d'effets conglomérat réduisant la concurrence

1012. Des tierces parties ont allégué que les parties à la transaction pourraient être en mesure d'avoir et avoir les incitants pour utiliser leurs positions très fortes sur les marché de gaz en France pour limiter la concurrence sur le marché de la maintenance des chaudières à gaz individuelles.

1013. Cette allégation paraît être basée sur l'idée qu'après la concentration la nouvelle entité pourrait réaliser des ventes jumelées de gaz et de services de maintenance des chaudières à gaz, soit en refusant de vendre le gaz aux clients qui n'achètent pas les services de maintenance, soit en offrant une réduction significative sur le prix du gaz aux clients qui achètent les services de maintenance.

1014. La Commission ne considère pas qu'il y ait des éléments suffisants pour s'attendre à une limitation de la concurrence par ce biais.

1015. Il apparaît peu probable que la nouvelle entité ait des incitants pour imposer de telles offres jumelées. En effet, il ne serait pas économiquement rationnel pour la nouvelle entité de risquer de réduire les ventes ou les profits sur les marchés " core business " du gaz, où les volumes vendus sont beaucoup plus importants, pour augmenter ses parts de marché sur les marchés locaux de la maintenance des chaudières, où les marges sont plus réduites et où l'offre est caractérisée par la présence d'un nombre important de petits opérateurs et de faibles barrières à l'entrée pour ce type d'opérateurs.

1016. A titre purement subsidiaire, la Commission note que les remèdes offerts par les parties vont permettre la permanence d'un certain degré de concurrence sur les marchés de la fourniture de gaz en France, en offrant une alternative possible aux clients qui ne seraient pas intéressés par les offres jumelées de la part de la nouvelle entité. Il n'est pas exclu non plus que des concurrents des parties sur les marchés de gaz s'allient avec des fournisseurs de services de maintenance pour, eux-aussi, proposer des offres jumelées.

1017. Il en résulte que des risques de type conglomérat pour la concurrence n'apparaissent pas en relation avec le marché de la maintenance de chaudières à gaz individuelles.

Conclusion

1018. Il résulte de ce qui précède que la concentration notifiée n'entravera pas de manière significative une concurrence effective dans une partie substantielle du Marché commun en ce qui concerne la maintenance de chaudières à gaz.

2. Ventilations sur des sites nucléaires

Définition du marché de produit

1019. Les ventilations sur des sites nucléaires doivent répondre à des exigences en ce qui concerne leur débit, la longueur des tuyauteries et le degré très élevé de filtration telles qu'il pourrait s'agir d'un marché de produit distinct, tel que seuls des industriels spécialisés peuvent entretenir voire construire ces ventilations.

1020. L'enquête de marché a confirmé que la ventilation sur sites nucléaires est un marché séparé, à distinguer du marché de produit plus large de la ventilation industrielle. Cependant, cette question peut être laissée ouverte puisqu'une analyse sur base du marché plus large mènerait au même résultat final.

1021. L'enquête de marché a établi une distinction claire entre d'une part l'installation des ventilations et d'autre part leur maintenance. C'est l'opinion non seulement des fournisseurs (716), qui parfois ne sont actifs que sur l'une des deux activités (717), mais aussi des utilisateurs (718), qui ont confirmé que leur expérience démontre que d'autres sociétés que celles réalisant les installations sont compétentes pour en assurer la maintenance. (719)

1022. A noter que la structure des coûts pour le fournisseur est très différente entre installation et maintenance (la deuxième activité étant plus riche en main d'œuvre) (720) et que les activités d'installation sont uniques tandis que la maintenance est en général contractée pour quelques années. (721) Selon différents opérateurs, les travaux d'installation peuvent être réalisés avec du personnel en grand déplacement qui se déplace de site en site (722), tandis qu'une implantation à proximité du site est requise pour la maintenance.

1023. Vu le fait que Suez n'est pas actif dans la maintenance (723), un chevauchement entre les parties n'existe que pour l'installation.

définition du marché géographique

1024. Les parties considèrent le marché comme national.

1025. L'enquête de marché confirme le caractère national du marché de la maintenance - où le gagnant d'un appel d'offres doit prévoir une implantation à proximité du site à maintenir.

1026. Pour le marché de l'installation, les indications sont divergentes entre un marché national (français) et un marché plus large (européen, ou en tout cas englobant les pays voisins de la France). (724) Des appels d'offres sont publiés au niveau européen, mais dans certains cas les procédures de qualification requises par les utilisateurs sont différentes, créant ainsi des barrières pour de " nouveaux " entrants qui ont de l'expérience dans un pays voisin.

1027. Il ressort de l'enquête de marché que le marché géographique pertinent pour l'installation des ventilations sur des sites nucléaires est probablement encore national.

1028. Vu le fait que le résultat de l'analyse serait le même sur un marché géographique plus large, la question de la délimitation du marché géographique peut être laissée ouverte. Impact de l'opération - analyse concurrentielle

1029. Les entreprises Axima, filiale de Suez et Cofathec Omega, filiale de Gaz de France, sont parmi les industriels spécialisés en ventilations sur sites nucléaires.

1030. L'enquête de marché confirme que la taille du marché annuel en France pour l'installation et la maintenance cumulées est d'environ 20-30 millions d'EUR, la fluctuation étant surtout causée par l'installation. La maintenance ne représente qu'un tiers ou un quart (environ 6-7 millions d'EUR), de ce montant total, le solde (14-19 millions d'EUR) se rapportant à l'installation. (425)

1031. GDF et Suez ne présentent de chevauchement que dans l'installation. Dans l'installation, les deux plus importants opérateurs sont Cofathec Omega (GDF), que les parties créditent d'une part de marché de [40-50]* % (726), et Tunzini (groupe Vinci), qu'elles créditent d'une part de marché de [30-40]* %. (727) En troisième position, avec chacune des parts de marché comparables estimées à [5-10]* %, viendrait un nombre d'entreprises dont Axima (Suez) et Amec Spie. (728)

1032. Il ressort de ces parts de marché que la concentration mène à une part de marché cumulée qui s'approche de la moitié du marché.

1033. Pour apprécier l'importance de cette part de marché cumulée, il faut tenir compte

(i) de la présence d'un concurrent fort, Tunzini, appartenant au groupe Vinci, avec une part de marché comparable, (ii) de la présence d'autres acteurs actifs sur le marché et (iii) de la possibilité, que les utilisateurs ont largement en main, de faire émerger d'autres fournisseurs potentiels.

1034. Sur les deux derniers points, les utilisateurs français moins un, les fournisseurs actuels et potentiels ont été unanimes dans l'enquête de marché : le marché de l'installation de ventilations nucléaires n'est pas fermé à de nouveaux entrants. Des sociétés qui ont les qualifications requises pour fournir ces services dans des pays voisins ou en France peuvent, moyennant des délais de certification allant de 6 mois à 2 ans, devenir des opérateurs aussi avisés qu'Axima dont la force compétitive disparaît suite à la concentration.

1035. L'enquête de marché ne fait pas non plus apparaître que l'accès à la documentation technique (en particulier les études de conception, de dimensionnement et de réalisation) détenue par d'anciens contractants constituerait une barrière à l'entrée. Il semblerait que le propriétaire gestionnaire de l'installation nucléaire pourrait simplement demander de pouvoir disposer de cette documentation bien avant de procéder à l'ouverture de nouveaux appels d'offres auxquels les contractants existants auraient intérêt à participer sans avoir préalablement déçu leur donneur d'ordre.

Conclusion concernant la ventilation nucléaire

1036. Il ressort de ce qui précède concernant la ventilation nucléaire que la concentration notifiée n'entravera pas de manière significative une concurrence effective dans une partie substantielle du Marché commun.

3. Gestion ou maintenance multi-technique

Définition du marché de produit

1037. Le marché de la gestion ou de la maintenance multi-technique regroupe des activités d'entretien et d'optimisation du rendement de l'ensemble des installations techniques présentes chez les clients qui exploitent des bâtiments et souhaitent en déléguer la gestion. (729) L'ensemble des installations techniques comprend (selon le bâtiment) des chaudières et des systèmes climatiques, des installations mécaniques (tuyauterie, chaudronnerie, usinages), des réseaux électriques et tout ce qui concerne les outils de process industriel. (730)

1038. Les clients qui délèguent la gestion peuvent être des entreprises industrielles, des entreprises du tertiaire ou des particuliers (en général des copropriétés). Les parties ont proposé de segmenter le marché produit selon ce critère " type de client ". La définition du marché de produit peut être laissée ouverte dans la mesure où le résultat de l'analyse serait le même avec une définition englobant les trois segments dans un marché de produit.

Définition du marché géographique

1039. Au niveau géographique, il y a accord entre les parties, entre les précédentes décisions de la Commission et entre les données rassemblées durant l'enquête pour délimiter le marché géographique comme national, étant entendu que pour des activités de maintenance, une implantation locale (au du personnel localisé à proximité) est le plus souvent indispensable. Cette dernière peut en tout état de cause être créée à l'occasion de l'obtention d'un contrat. (731)

1040. La définition géographique du marché est nationale. Impact de l'opération - analyse concurrentielle

1041. Les parts de marché et les chevauchements en résultant sont équivalents dans les trois segments : une part de marché d'environ [10-15]* % pour Suez, de quelques pour cent pour GDF, une part cumulée inférieure à [15-20]* %.

1042. Il s'ensuit que la concentration ne soulève pas de doutes quant au maintien d'une concurrence effective.

1043. Suite à une inquiétude d'un utilisateur dans l'industrie lourde qui avait par le passé vu les deux parties (Endel du groupe Suez et Cofathec ADF du groupe GDF) participer aux appels d'offres qu'il organisait pour son entreprise, il a été examiné si, à l'intérieur du segment industriel de la maintenance multi-technique, il ne fallait pas encore sous-segmenter selon le secteur industriel. La crainte étant que, par exemple, dans l'industrie lourde, seules quelques entreprises, dont les parties à la présente concentration, aient les capacités requises. La réponse s'est avérée être négative, et le nombre d'entreprises capables de fournir des références et de participer à des appels d'offres d'entreprises de l'industrie lourde semble bien s'approcher de la dizaine (732).

E. Marchés de l'eau et des déchets

1044. Parmi les marchés de produit qui ne sont pas concernés par l'opération au sens de la section 6 du formulaire CO annexé au règlement (CE) n° 802-2004, à cause de l'absence de chevauchement, il y a les marchés de distribution d'eau, de traitement des eaux usées et de gestion des déchets (banals et spéciaux) en France. Sur ces marchés GDF n'a jamais été actif, mais Suez y occupe une position importante.

Définitions du marché et des parts de marché

1045. En ce qui concerne d'abord les définitions du marché et des parts de marché, les définitions des marchés concernant l'eau et les déchets données dans la notification, qui suivent des distinctions faites dans des décisions antérieures de la Commission, sont acceptées pour l'essentiel par les tierces parties qui sont intervenues durant l'enquête. Il y a également accord sur le caractère national (français) des marchés concernés. L'alternative pour les segments les plus spécialisés du traitement de déchets dangereux étant un marché plus large que national, un marché sur lequel les parts de marché des parties se dilueraient, il n'y a pas lieu de décider de l'étendue du marché géographique, l'analyse sur base de marchés nationaux menant déjà à un résultat d'absence d'effets anticoncurrentiels.

1046. Pour les parts de marché en France, les données fournies par les tierces parties confortent les données fournies dans la notification.

1047. A l'intérieur de la distribution de l'eau et de l'assainissement, on distingue d'abord la délégation de service public de la distribution d'eau potable, un marché national sur lequel trois opérateurs ont des positions importantes (733) : Veolia avec [50-60]*%, Suez avec [30-40]*% et Saur avec [10-15]* %. (734)

1048. Ensuite, il y a le marché de l'assainissement de l'eau, où le marché produit pertinent est le marché ouvert (municipal + industriel), c'est à dire tout l'assainissement qui n'est pas opéré en régie par les pouvoirs publics. Sur ce marché, de dimension nationale, Veolia a une part de marché de [50-60]* %, Suez de [30-40]* % et Saur de [10- 15]*%. (735)

1049. Sur les deux marchés mentionnés il n'y a donc pas de chevauchement entre Suez et GDF, car ce dernier n'est pas actif. En outre, les parts de marché de Suez, bien que solides, sont clairement inférieures à celles de Veolia. Ceci est pertinent pour l'analyse conglomérat suggérée par les tierces parties.

1050. En ce qui concerne la gestion des déchets, les 6 marchés suivants sont à distinguer, en ligne avec la pratique antérieure de la Commission (736).

1051. Pour la collecte des déchets ménagers, Veolia a une part de marché de [20-30]* %, Suez (SITA) de [15-20]* %. Les (différentes) régies ont une part de [40-50]* % dans ce marché, sur lequel sont également actifs d'autres acteurs privés. (737)Pour la collecte des déchets industriels non dangereux, Veolia a une part de marché de [15-20]* %, Suez (SITA) de [10-15]* %, d'autres acteurs privés se partageant les autres [70-80]* % du marché (738).

1052. Pour l'incinération des déchets non dangereux, Suez (SITA) a une part de marché de [30-40]* %, Veolia de [30-40]*%, Tiru de [20-30]*% et des opérateurs publics de [10- 15]* %. (739)

1053. Pour la mise en décharge et le stockage des déchets non dangereux, la part de marché de Suez (SITA) est de [30-40]* %, celle de Veolia [20-30]*%, les régies se partagent [15-20]* %, Séché [5-10]* %, Coved [0-5]* % et d'autres opérateurs [15-20]* %. (740).

1054. Pour le traitement des déchets dangereux, Veolia a une part de marché de [30-40]* %, d'autres acteurs moins importants pris ensemble de [20-30]* %, Suez (SITA) de [20- 30]* % et Séché de [20-30]*%. (741)

1055. Pour le stockage des déchets dangereux, Suez (SITA) a une part de [50-60]* %, Veolia de [20-30]* % et Séché de [20-30]* %. (742)

1056. Il s'ensuit qu'il n'y a pas donc de chevauchement entre Suez et GDF, car ce dernier n'est pas actif sur les marchés en question. En plus, pour les six marchés de déchets délimités, la position de Suez est comparable à celle d'un ou plusieurs concurrents, avec des parts de marchés plus élevées pour les déchets dangereux dans lesquels les régies sont moins impliquées.

Caractère non-convaincant des mécanismes de levier suggérés

1057. Des tierces parties ont mentionné le risque d'effets de conglomérat sur certains de ces marchés en France, en mentionnant un possible effet de levier consistant en l'utilisation par l'entité fusionnée de ses positions sur des marchés du gaz pour se procurer un avantage dommageable pour la concurrence sur des marchés de l'eau.

1058. En particulier, les tierces parties ont attiré l'attention sur la présence territoriale de GDF, sur base de son quasi-monopole pour la distribution de gaz naturel en France. Cette présence de GDF s'étend à la presque totalité des communes françaises. Elle procurerait un avantage important par rapport à ses concurrents pour commercialiser, avec le gaz, des services de distribution d'eau, de traitement des eaux usées et de gestion des déchets à travers des pratiques de ventes jumelées. Cet avantage consisterait en la présence physique de l'entité fusionnée comme opérateur gazier dans toutes les communes, le risque d'abus d'information commerciale sensible (prohibée par la loi) et un effet de marque fondé sur la notoriété des marques de GDF, Distrigaz et Suez.

1059. La Commission ne considère pas qu'il y ait des éléments suffisants pour étayer cette allégation. En particulier, on ne voit comment la concentration notifiée pourrait donner lieu à un effet de conglomérat de nature à entraver de manière significative une concurrence effective dans le Marché commun.

1060. A cet égard, il faut d'abord noter que, contrairement aux allégations des tierces parties, les marchés des services de l'eau ne peuvent pas être considérés comme voisins de ceux du gaz.

1061. En effet, les collectivités locales en France organisent des appels d'offres pour déléguer le service public de la distribution d'eau, tandis que la majorité des collectivités locales relèvent du monopole de GDF pour la distribution de gaz. En outre, la distribution de gaz est dissociée de la fourniture, selon le calendrier de libéralisation décrit ci-dessus, tandis qu'en matière d'eau, les appels d'offres des collectivités locales sélectionnent l'opérateur qui, à la fois, gérera la distribution et fournira les consommateurs finals. Finalement, les règles de délégation de service public relèvent du principe de spécialité : la distribution d'eau et l'assainissement relèvent de gestions déléguées distinctes. Il n'est donc pas possible pour une collectivité locale de déléguer par une même procédure le service public de la distribution d'eau et celui de la distribution de gaz sur son territoire

1062. En deuxième lieu, il faut souligner que dans les marchés concernés la possibilité ou l'incitation à réaliser des ventes jumelés de gaz et de services de distribution d'eau, de traitement des eaux usées et de gestion des déchets sont très limitées voire inexistantes.

1063. Certains des services en question, comme la distribution de l'eau, la collecte des déchets ménagers et la majeure partie de l'assainissement de l'eau, sont fournis aux communes, qui doivent organiser des appels d'offres spécifiques et ne pourraient accepter des offres jumelés (de gaz et de distribution d'eau par exemple) de la part de la nouvelle entité.

1064. Pour les services qui sont fournis en régime de libre concurrence aux utilisateurs (tel que le traitement de déchets dangereux), où des offres jumelées (contraignantes ou non contraignantes) avec la vente de gaz seraient a priori possibles, celles-ci n'apparaissent pas pouvoir représenter un levier suffisant pour restreindre significativement le jeu de la concurrence. En effet, il n'y pas d'éléments pour considérer que tous les acheteurs des services de traitement de déchets dangereux - c.à.d. les entreprises dont le procédé de production mène à des déchets dangereux - soient en même temps des acheteurs importants de gaz ni qu'ils seraient prêts à se lier les mains sur les marché du gaz pour obtenir de meilleures conditions de l'entité fusionnée en cas d'offres jumelées de gaz et de services liés à leurs déchets. Précisément sur les marchés liés aux déchets sur lesquels la demande est surtout constituée d'entreprises privées, c.à.d. les marchés liés aux déchets dangereux, l'entité fusionnée est confrontée avec la forte concurrence exercée par Veolia et Séché. En plus, on ne saurait écarter la possibilité pour Veolia ou d'autres concurrents sur les marchés des déchets dangereux de s'allier à des fournisseurs alternatifs de gaz pour élaborer des offres jumelées s'ils considéraient que des entreprises clientes pourraient être intéressées par des offres combinant fourniture de gaz et traitement de déchets dangereux.

1065. En tout cas, et à titre purement subsidiaire, la Commission note que les remèdes offerts par les parties vont permettre la permanence d'un certain degré de concurrence sur les marchés de la fourniture de gaz en France, en offrant une alternative possible aux clients qui ne seraient pas intéressés par d' hypothétiques offres jumelées de la part de la nouvelle entité.

1066. Il s'ensuit qu'il n'y a pas d'indications d'un risque réel que des mécanismes de levier puissent permettre au groupe issu de la concentration d'entraver la concurrence sur des marchés sur lesquels il n'y a pas de chevauchement, tels que les marchés de l'eau et des déchets en France.

Absence d'effet horizontal sur les marchés de l'eau et des déchets

1067. Pour autant que les avantages mentionnés au considérant 1058 constituent un renforcement de Suez sur les marchés liés à l'eau et/ou aux déchets, et partant un effet horizontal de la fusion, on peut conclure de la forte concurrence émanant de différents acteurs de taille, dont - dans tous les marchés mentionnés - Veolia, qu'il n'y a pas de risque horizontal de diminution de la concurrence.

D. AUTRES PAYS

1. Luxembourg

1068. Dans la décision d'ouvrir une investigation approfondie au titre de l'article 6 paragraphe 1 point c du règlement (CE) n° 139-2004 en date du 19 juillet 2006, seuls des doutes par rapport aux marchés luxembourgeois de gaz ont été soulevés. La concentration n'a pas d'effet sur les marchés de l'électricité au Luxembourg, car seul le groupe Suez est actif sur ces marchés. Ni GDF ni SPE ne sont actifs sur ces marchés et GDF ne fournit pas de gaz à des producteurs d'électricité luxembourgeois. Par conséquent, seuls les marchés de gaz sont traités ci-dessous.

Cadre national

1069. Le Luxembourg dispose d'un réseau de gaz à haute pression, alimentant une cinquantaine de gros consommateurs ainsi que quatre réseaux de distribution. Le réseau de haute pression est interconnecté avec les réseaux belges et allemands et est exploité par SOTEG (Société de Transport de Gaz). Les réseaux de distribution sont exploités par quatre opérateurs différents : Luxgaz Distribution SA., Sudgaz SA., Ville de Dudelange et Ville de Luxembourg. Une conduite de moyenne pression relie le réseau luxembourgeois au réseau français.

1070. Le système luxembourgeois de gaz naturel repose sur du gaz naturel de qualité H. Il n'y a ni de production ni de stockage significatif au Luxembourg et le réseau n'est pas équipé de compresseurs. Par conséquent, l'équilibre du réseau est nécessairement assuré par les réseaux en amont, en particulier, par des contrats de fourniture flexible entre Soteg et Distrigaz et Soteg et Ruhrgas.

1071. La topologie du réseau ainsi que les capacités transfrontalières sont détaillées sur le site Internet du transporteur SOTEG. Tous les injections et soutirages dans le réseau de transport sont comptabilisés au point notionnel, le BAP - balancing point.

1072. La consommation nationale du gaz naturel était d'environ 15,2TWh en 2005, dont 4,8 TWh étaient acheminés par les réseaux de distribution. Le gaz naturel est importé au Luxembourg via l'Allemagne et la Belgique, à environ 50% de chacun des pays. Les points d'entrée sont Bras et Pétange à la frontière belge et Remich à la frontière allemande.

1073. Malgré la non transposition de la directive 2003/55/CE, tous les clients professionnels peuvent profiter du libre choix du fournisseur depuis le 1er juillet 2004 par l'application directe de la directive.

Marchés pertinents

1074. Il est important de noter que les parties n'ont pas fait de propositions quant à la définition des marchés de produit et géographique pertinents au Luxembourg.

Marchés de produits

1075. Le régulateur luxembourgeois, l'Institut Luxembourgeois de Régulation, considère comme marchés pertinent : (i) le marché d'approvisionnement de gros (approvisionnement national), (ii) le segment résidentiel, (iii) le segment du commerce et de l'industrie moyenne, (iv) le segment industriel et (v) les producteurs d'électricité. (743)

1076. La concentration ne soulève pas de problèmes de concurrence. La définition précise des marchés de produits pertinents peut donc rester ouverte.

Marchés géographiques

1077. L'Institut Luxembourgeois de Régulation indique que l'approvisionnement de gros est de dimension nationale. Les distributeurs, par exemple, s'approvisionnent intégralement auprès de SOTEG. L'entrée d'un nouvel importateur n'a pas encore modifié la structure historique du secteur étant donné que ses fournitures ne couvrent qu'une petite partie du marché luxembourgeois. (744) Le marché géographique d'approvisionnement aurait par conséquent une dimension nationale.

1078. Le régulateur confirme aussi que les distributeurs historiques se limitent toujours à approvisionner les clients finals raccordés à leurs réseaux respectifs. Une concurrence entre les distributeurs n'a pas encore été observée. L'enquête de marché n'a pas révélé d' informations allant à l'encontre des observations du régulateur luxembourgeois. Les marchés géographiques de distribution et de fourniture aux clients finals correspondraient par conséquent aux quatre réseaux de distribution.

1079. De toute manière, puisque la concentration ne soulève pas de problèmes de concurrence au Luxembourg quelle que soient les définitions des marchés géographiques, l'exacte définition de ces marchés peut rester ouverte.

Analyse concurrentielle

1080. Les marchés luxembourgeois du gaz naturel sont caractérisés par une faible concurrence. Depuis 2001 seuls deux nouveaux fournisseurs ont sollicité l'octroi d'une autorisation pour la fourniture de gaz naturel (745) : GDF ainsi qu'une entreprise luxembourgeoise d'ores et déjà active sur le marché d'électricité.

1081. GDF est actif au Luxembourg depuis 2001 en tant que fournisseur de gaz, en concurrence avec SOTEG. Les ventes de GDF représentaient [0-5]* % de la fourniture de gaz aux clients éligibles au Luxembourg en 2005 ; GDF est le fournisseur de [0-5]* clients industriels. Sur un marché plus large la position de GDF serait alors encore moins importante.

1082. SOTEG se fournit en amont auprès de Distrigaz ([40-50]* %) et de Ruhrgas et Saar- Ferngas (<50%). (746) E.ON-Ruhrgas et Saar-Ferngas sont des actionnaires de SOTEG. En 2004, les ventes de l'opérateur historique, SOTEG, représentent 98% des ventes totales de gaz au Luxembourg. SOTEG est le fournisseur des plus grands clients finals.

1083. Distrigaz n'est donc actif au Luxembourg qu'en tant que fournisseur/importateur de gaz naturel sur le réseau SOTEG.

1084. Il convient donc de constater que GDF et Suez n'interviennent pas sur les mêmes marchés au Luxembourg, GDF étant présent sur le marché en aval de la fourniture au détail et Suez sur le marché en amont de la fourniture de gaz en gros.

1085. L'opération ne donne donc lieu à aucun chevauchement d'activités au Luxembourg.

1086. Les doutes qui ont été soulevés dans la décision au titre de l'article 6 paragraphe 1 point c du règlement Concentrations concernaient la possibilité d'un changement ou d'une perte d'incitation à exercer une concurrence efficace de la part de GDF vis-à-vis de SOTEG sur le marché de la fourniture de gaz au Luxembourg. Une telle perte pourrait résulter du fait que GDF est pratiquement le seul concurrent de SOTEG et que, en même temps, Distrigaz est l'un des deux fournisseurs de SOTEG.

1087. L'enquête de marché n'a pas confirmé ces doutes.

1088. D'une part, selon les informations fournies par l'Institut Luxembourgeois de Régulation, les capacités d'importation depuis l'Allemagne et la Belgique sont telles qu'une grande majorité des consommateurs actuels peut potentiellement changer de source d'approvisionnement sans causer de contraintes dans les réseaux.747 Sur le marché en amont de la fourniture de gaz il y a donc suffisamment de sources d'approvisionnement pour que SOTEG puisse s'approvisionner auprès d'autres fournisseurs que Distrigaz. E.ON/Ruhrgas et Saar-Ferngas, qui importent le gaz à partir de l'Allemagne, sont des fournisseurs alternatifs attractifs pour des volumes additionnels à cause, entre autres, de leur position d'actionnaires de SOTEG. De plus, Ruhrgas est déjà fournisseur pour presque [40-50]* % des besoins de SOTEG et est ainsi dans une position aussi forte que Distrigaz pour reprendre des volumes additionnels dont SOTEG pourrait avoir besoin.

1089. D'autre part, GDF n'aurait pas d'intérêt à limiter ses activités au Luxembourg du fait que SOTEG a reçu l'autorisation de fourniture de gaz naturel en France et a l'intention d'y récupérer les parts de marché perdues au niveau national. De fait, malgré l'accroissement de la part de marché de GDF en 2005/2006 par rapport à 2004/2005, SOTEG a réservé plus de capacités sur le réseau de transport, ce qui indique plutôt une croissance de ses volumes achetés.

Souscription de capacité en Nm³ Année gazière 2004/2005 Année gazière 2005/2006 SOTEG 233.400 Nm³/h 253.000 Nm³/h GDF [...]* Nm³/h [...]* Nm³/h

1090. De plus, les marchés luxembourgeois de la fourniture semblent être accessibles à des fournisseurs alternatifs. Le rapport de l'Institut Luxembourgeois de Régulation spécifie qu' " aucun nouveau fournisseur potentiel n'a signifié au régulateur des problèmes substantiels relatifs aux conditions d'accès au réseau. " De plus, le changement de fournisseur intervient sans frais pour le client final. Il peut être affirmé, par conséquent, qu'il n'y a pas de barrières à l'entrée qui obstrueraient l'entrée d'autres fournisseurs européens, mis à part GDF.

1091. Il est donc constaté que la concentration ne soulève pas de problèmes de concurrence sur les marchés luxembourgeois du gaz naturel.

2. Royaume Uni

1092. Dans la décision au titre de l'article 6 paragraphe 1 point c du règlement (CE) n° 139-2004 il a été suggéré que la concentration pourrait avoir un impact sur les marchés du gaz au Royaume-Uni. Les marchés d'électricité ne sont pas affectés, car Suez n'est pas actif sur ces marchés au Royaume Uni et les activités de GDF sont très limitées. GDF dispose de [0-5]* % de la capacité de production de ce pays et a seulement un intérêt sur le marché de la fourniture d'électricité aux gros clients industriels et commerciaux.

Cadre national

1093. Le Royaume-Uni est fourni par différentes sources : des champs de gaz offshore ; l'Interconnector entre Bacton et Zeebrugge ; du stockage de différentes durées (courte, medium et longue durée) ; et du gaz naturel liquéfié (GNL). Le gaz entre dans le système de transport à travers les terminaux d'entrée qui sont la propriété de National Grid Gas Transmission plc, l'opérateur du système de transport et sont exploités par lui. (748)

1094. Pour pouvoir acheminer du gaz vers les revendeurs et les consommateurs finals, les shippers doivent réserver des capacités d'entrée auprès des terminaux d'entrée pour les volumes nécessaires. Les fournisseurs de gaz et les gros clients soit concluent des contrats directement avec les shippers soit achètent du gaz sur le marché à terme (un jour jusqu'à plusieurs années en avance).

1095. Les ressources de gaz du Royaume-Uni sur le plateau continental s'épuisent, ce qui conduit à une dépendance croissante des importations de gaz. Depuis 2001 l'exploitation du gaz du plateau continental diminue graduellement. Il est prévu que les importations à partir de l'Europe continentale s'accroissent de 12 Gm³ en 2005/2006 à 30 Gm³ en 2006/2007, soit environ 30% de la consommation future estimée. Ce niveau d'importation sera conservé à court terme.

1096. Le Royaume-Uni est devenu un importateur net de gaz en 2004 et est de plus en plus dépendant du gaz transitant à travers l'Europe pour répondre à ses besoins d'approvisionnement. À ces fins, l'Interconnector qui relie le Royaume Uni à la Belgique revêt une importance considérable.

Marchés pertinents

1097. Les parties n'ont pas fait de propositions quant à la définition des marchés de produits et géographiques pertinents au Royaume-Uni.

Marchés de produits

1098. Compte tenu du fait que les doutes soulevés quant aux marchés de gaz au Royaume- Uni sont liés uniquement aux capacités de transit du gaz naturel vers le Royaume-Uni, il n'est pas nécessaire de définir les marchés de produits pertinents en aval. Le transit pourrait constituer un marché distinct du transport ou bien faire partie de ce marché. Comme la transaction ne soulève pas de problèmes de concurrence indépendamment de la définition des marchés pertinents, la définition précise de ce marché peut rester ouverte. Marchés géographiques

1099. Comme indiqué ci-dessus, les marchés géographiques sont souvent liés aux réseaux de transport/de distribution. L'Interconnector, à travers lequel se fait le transit du gaz naturel vers le Royaume-Uni, unit le hub à Zeebrugge et le National Balancing Point (NBP) et pourrait ainsi faire partie d'un marché qui comprend le hub de Zeebrugge et le NBP.

1100. Ofgem (le régulateur d'énergie britannique) propose de " traiter conjointement les deux marchés pour l'analyse des implications de la fusion proposée ". (749) Ceci suggère que ces deux points d'entrée/de sortie constituent des marchés distincts mais étroitement liés. Ofgem fait mention du fait que les deux points sont reliés s'il y a des capacités de transport sur l'Interconnector, mais que les points se découplent dès que toutes les capacités de l'Interconnecteur sont réservées.

1101. En tout état de cause, la concentration ne pose pas de problèmes de concurrence au Royaume-Uni indépendamment de la définition précise du marché géographique du transit du gaz naturel vers le Royaume-Uni. L'exacte définition du marché géographique pertinent peut donc rester ouverte.

Analyse concurrentielle

1102. Sur les marchés du gaz au Royaume-Uni il y a six acteurs principaux : Centrica ([50- 60]* %), E.ON ([10-15]* %), Scottish Power ([5-10]* %), RWE ([5-10]* %), SSE ([5- 10]* %) et EDF ([5-10]*%). (750)

1103. Les parties ont des activités limitées sur les marchés britanniques : GDF est active dans la production et détient certaines réservations de stockage. Via une de ses filiales, GDF ESS (UK) Ltd., GDF commercialise du gaz à des clients industriels et commerciaux. Distrigaz est active dans le négoce, mais n'approvisionne aucun client au Royaume- Uni. (751) Ni GDF ni Suez n'ont des activités dans la fourniture aux clients résidentiels et ils n'ont pas d'activités sur d'autres marchés du gaz naturel.

1104. Il n'y a donc pas de chevauchement des activités des parties sur les marchés britanniques du gaz naturel.

1105. Pourtant, il a été suggéré pendant l'enquête de marché que la concentration pourrait avoir un impact négatif sur les prix du gaz au Royaume-Uni, en conséquence de l'augmentation de la capacité des parties de contrôler le transit du gaz au Royaume Uni après la concentration.

1106. Il a été soutenu que vu la dépendance du Royaume-Uni des importations du gaz à partir de la Belgique, l'approvisionnement en gaz du Royaume Uni dépendrait fortement du groupe Suez/GDF et de son contrôle du réseau de transport belge.

1107. Quant à l'Interconnector lui-même, Distrigaz a une participation de 16% ainsi que des droits de capacité représentant [10-15]*% de la capacité totale. En outre, GDF détient ses propres droits d'accès à la capacité de transport dans l'Interconnector, représentant [10-15]* % de la capacité totale. (752)

1108. Il a été par conséquent soulevé que, grâce à la consolidation et compte tenu du degré de contrôle de Suez à la fois sur les capacités d'entrée et de transit du gaz en Belgique, les parties pourraient avoir une incitation à retenir le gaz des marchés britanniques, augmentant ainsi les prix de gaz à leur profit. Les capacités d'entrée et de transit ainsi que le contrôle de ces capacités sont des facteurs critiques pour l'acheminement du gaz vers le Bacton-Zeebrugge Interconnector.

1109. Ofgem a signalé que les importations de gaz vers le Royaume Uni par l'Interconnector n'ont pas toujours reflété les prix du marché, menant à une pression à la hausse des prix du gaz au Royaume Uni. Surtout pendant l'hiver 2005/2006, pendant les jours de demande moyenne ou haute, les prix de gaz au NBP étaient déterminés par le coût du gaz flux à travers l'Interconnector. (753)

1110. Si la concentration devait avoir un effet sur les prix du gaz au hub Zeebrugge, ceci aurait également un impact sur les prix au NBP pendant les jours où les flux de gaz à partir du hub Zeebrugge sont les sources d'approvisionnement marginales (i.e. sont équivalents aux coûts marginaux du gaz au Royaume-Uni et déterminent donc les prix) (754)

1111. Le possible effet de la concentration sur les marchés britanniques dépendrait donc de la probabilité d'une augmentation des prix au NBP et par conséquent (i) de la possibilité et (ii) de l'incitation pour les parties d'augmenter les prix, par exemple, en retenant du gaz.

Possibilité de retenir du gaz/augmenter le prix du gaz

1112. Tout d'abord il doit être noté qu'il semble que la possibilité pour les parties d'influencer les prix du gaz au NBP sera fortement réduite à court terme par le programme d'investissement du Royaume-Uni dans des installations d'importation et de stockage.

1113. La dépendance du Royaume-Uni de l'Interconnector et ainsi des capacités de transport et de transit des parties sur le marché belge et le hub Zeebrugge sera atténuée par les investissements prévus. Le programme d'investissement d'environ 10 milliards de livres sterling prévoit les mesures suivantes : (i) augmentation la capacité d'importation à travers l'Interconnector Bacton-Zeebrugge ; (ii) construction de deux nouveaux pipelines d'importation (un à partir de la Norvège (Langeled) et un autre à partir des Pays-Bas (Balgzand Bacton Line - BBL) - tous deux pendant l'hiver 2006/2007 ); (iii) construction de plusieurs nouveaux terminaux GNL à Grain (2008), South Hook (2008), Dragon, Canvey, Teesside et Anglesey. Ces mesures augmenteront la capacité d'importation à partir de l'Europe d'environ 29 Gm³/an jusqu'à 111,2 Gm³/an en 2008 (et environ 78,5 Gm³/an en mars 2007). (755)

1114. Les capacités des parties sur l'Interconnector (6,5 Gm³/an) aujourd.hui ne représentent qu'environ 4,5% de la capacité totale de l'approvisionnement du Royaume-Uni en 2007 et environ 22% de la capacité d'importation à partir de l'Europe. (756) Les investissements dans les installations d'importation mèneront, selon toute probabilité, à une augmentation des importations au Royaume-Uni.

1115. Le pipeline Langeled aura une capacité de 25 Gm³/an - la même capacité de l'Interconnector. (757) Tenant compte des réservations que GDF détient sur terminal méthanier Grain ([5-10]* Gm³/an), la capacité combinée des parties de la capacité totale d'approvisionnement en 2008 représentera, après les investissements, environ [5- 10]* %, mais leur position sur les capacités d'importations diminuera fortement jusqu'à [5-10]*% des capacités totales d'importations en 2008 ([10-15]*% en 2007). (758)

1116. De plus, il est fort improbable qu'après l'augmentation des capacités d'importation, la situation qui a été soulevée par Ofgem apparaisse : Ofgem a spécifié pendant l'enquête de marché, qu'une éventuelle augmentation du prix à Zeebrugge ne pourrait avoir un effet sur les prix au NBP que si les importations à partir de Zeebrugge sont les sources marginales d'approvisionnement au NBP. Les nouvelles installations prévues réduiront ces occasions. La capacité de l'Interconnector a été épuisée en hiver 2005/2006 seulement pendant 2 jours. Seulement dans le cas d'un tel épuisement il est certain que les volumes d'importation par l'Interconnector sont les sources marginales et déterminent alors le prix au NBP. Par conséquent, les jours où les importations par l'Interconnector ont constitué les sources marginales d'approvisionnement sont très peux nombreux.

1117. Compte tenu du fait que la fin de l'hiver 2005/2006 a été particulièrement froide, et compte tenu aussi des investissements dans les capacités d'importation, selon toute prévision, l'épuisement de l'Interconnector ne se reproduira pas dans un futur proche. Les importations à partir du hub Zeebrugge ne seront donc pas ou seulement très rarement les sources d'approvisionnement marginales au Royaume-Uni. Les parties n'auront donc pas la possibilité d'augmenter les prix au NBP en retenant du gaz. On peut plutôt supposer qu'un tel comportement des parties serait contré par d'autres importateurs qui ont des réservations de capacités sur l'Interconnector ou sur les nouveaux pipelines. Ceci est facilité par la règle dite du " use-it-or-lose-it " qui s'applique à l'Interconnector (759) : si les parties essayaient de retenir des capacités, malgré la demande au Royaume-Uni, d'autres importateurs pourraient demander aux parties de leur céder lesdites capacités.

1118. Les nouvelles interconnections créées par ces investissements seront utilisées par des importateurs dès que cela sera économiquement raisonnable. Même si les parties étaient en mesure d'augmenter le prix du gaz à Zeebrugge et que ceci ait un impact au NBP, cette hausse de prix inciterait les autres importateurs à augmenter leurs importations vers le Royaume-Uni, ce qui annulerait les effets d'une telle augmentation.

1119. Enfin, il n'y a pas d'éléments indiquant que le cumul des capacités de stockage résultant de la concentration pourrait accroître la capacité des parties d'empêcher l'exportation, vers les marchés britanniques, des volumes de gaz qui ne sont pas destinés à la fourniture aux clients des parties. Les capacités de stockage en Belgique sont en effet insuffisantes. (760) Par conséquent, même si il y avait en France et/ou en Belgique des volumes excédentaires, ces volumes pourraient être acquis par des fournisseurs belges autant que par des fournisseurs britanniques.

1120. Pour conclure, il n'est donc pas possible pour les parties d'augmenter le prix du gaz au NBP dans le futur ou de poursuivre une stratégie de forclusion de gaz des marchés britanniques.

1121. Ceci est d'autant plus vrai que, de manière générale, les engagements proposés par les Parties élimineront les problèmes de concurrence causés par la concentration sur les marchés belges et français du gaz. Par conséquent, les engagements proposés résolvent aussi les éventuels effets négatifs sur les marchés britanniques, des marchés qui, de toute manière, ne seraient affectés qu'indirectement par un éventuel affaiblissement de la concurrence en Belgique et en France.

Conclusion

1122. L'enquête du marché a apporté des informations qui écartent les doutes exprimés dans la décision au titre de l'article 6 paragraphe 1 point c.

3. Hongrie

1123. Dans la décision au titre de l'article 6 paragraphe 1 point c la Commission a soulevé des doutes concernant les marchés de l'énergie hongrois, au vu des activités des deux parties sur ces marchés et des possibles relations verticales.

1124. En ce qui concerne la définition des marchés de produit et géographique, celle-ci peut rester ouverte étant donné que la concentration ne cause pas de problème de concurrence quelles que soient les définitions des marchés dans les secteurs du gaz et de l'électricité en Hongrie.

1125. En ce qui concerne les activités des parties en Hongrie, il est rappelé que GDF

contrôle deux sociétés régionales de distribution de gaz : Égaz et Dégaz qui sont actives sur le marché de la fourniture réglementée (segment "service public") et sur le marché de la fourniture de gaz aux clients éligibles. Par ces sociétés, GDF détient une part de marché d'environ [20-30]* % d'un marché potentiel (étroit) de service public. En outre, GDF a gagné [0-5]* clients sur le marché libre en 2006 pour un volume de [40-50]* million m³, ce qui représente une part de marché d'environ [0-5]* % sur un potentiel marché de clients éligibles. GDF est aussi l'un des fournisseurs de MOLRt (maintenant E.on Gas Trade) , pour un volume de [0-5]* Gm³/an. GDF est également actif dans le segment du marché libre, par sa filiale Edenergia Kft.Enfin, GDF a participé au programme gas release mis en place à la suite de la décision de la Commission dans l'affaire M.3696 - E.ON/MOL et a acheté [0-5]* Gm³ de gaz au total sur deux ans.

1126. Suez est actif, par Electrabel, dans le secteur de l'électricité. Il contrôle Dunamenti Eromu Rt, une centrale au gaz de la capacité [2000-3000]* MW (puissance en 2005 : [1000-2000]* MW), le fournisseur d'électricité le plus important pour le marché d'équilibrage en Hongrie. La consommation annuelle de Dunamenti est actuellement de [0-5]* Gm³. Le gaz pour Dunamenti est actuellement fourni par E.ON Gas Trade. Electrabel a également récemment établi une filiale de "trading" (Electrabel Magyarorszag Kft), pour être actif dans le segment libéralisé.

1127. Au vu de ces activités des parties, la fusion donne lieu à des relations verticales puisque GDF est fournisseur de gaz, matière première utilisée par Suez pour alimenter la centrale électrique. Cependant, la concentration n'est pas susceptible d'avoir un impact négatif sur les marchés de l'énergie en Hongrie. Premièrement, GDF n'est qu'un acteur potentiel sur le marché de la fourniture de gaz aux centrales électriques. Deuxièmement, les capacités dont dispose GDF ne représentent qu'au plus [0-5]* % des besoins des centrales électriques au gaz en Hongrie et [10-15]* % de la consommation de Dunamenti. (761) Les parties font donc valoir, que la concentration n'aura aucun impact négatif sur les marchés Hongrois de l'énergie, mais au contraire, favorisera une concurrence plus vive à cause du renforcement potentiel de la position de GDF.

1128. Le régulateur Hongrois, le Hungarian Energy Office (HEO) a confirmé cette considération et a exprimé son avis selon lequel la concentration aura un effet neutre sur la concurrence en Hongrie. Le HEO est d'avis qu'après la fusion Dunamenti sera dans une meilleure position pour acheter du gaz sur le marché libre, dans la mesure où GDF est capable de transporter du gaz vers la Hongrie. GDF est, en fait, capable au moins de fournir les volumes qu'il achète auprès du programme de " gas release ". De plus, il est possible qu'en 2007 un nouveau modèle de marché complètement libéralisé soit introduit, ce qui pourrait stimuler la concurrence sur les marchés de l'énergie en Hongrie.

1129. La Commission a donc constaté que la concentration ne soulève pas de problèmes de concurrence sur les marchés du gaz et de l'électricité en Hongrie.

4. Pays-Bas

1130. Suez est active aux Pays-Bas sur les marchés d'électricité et de gaz, à travers Electrabel Nederland Beheermaatschappij B.V., qui vient de reprendre Cogas Energy. (762) GDF est actif aux Pays-Bas sur les marchés de gaz à travers ses filiales Gas de France Supply Trading & Marketing BV et Gas de France Production Nederland B.V.

Marchés pertinents

Marchés de produits

1131. GDF n'est actif aux Pays-Bas que sur le marché de gros de gaz et dans la fourniture de gaz à des clients industriels.

1132. Selon la pratique décisionnelle de la Commission, les clients industriels sont à distinguer des clients résidentiels et des producteurs d'électricité. (763) Puisque la concentration ne soulève pas de problème de concurrence sous aucune des définitions alternatives possibles, la définition du marché de produits concernés peut être laissée ouverte.

Marchés géographiques

1133. La plupart des décisions antérieures de la Commission ont considéré les marchés pertinents géographiques pour la fourniture de gaz comme nationaux. (764)

1134. La définition des marchés géographiques peut être laissée ouverte, puisque la concentration ne soulève pas de problème de concurrence sous aucune des définitions alternatives possibles.

Analyse concurrentielle

1135. Aucun marché potentiel ne donne lieu à affectation : sur tous les marchés potentiels, les parts de marché cumulées de Suez (y inclus Cogas) et de GDF sont inférieures à 15%.

Conclusion

1136. Il résulte de ce qui précède que la concentration ne soulève pas de problèmes de concurrence sur les marchés de gaz aux Pays-Bas.

E. Engagements

LES MESURES CORRECTIVES DU 20 SEPTEMBRE 2006

1137. Le 20 septembre 2006, date butoir pour la soumission d'engagements conformément à l'article 19, paragraphe 2, du règlement (CE) n° 802-2004, les parties ont soumis un paquet de mesures correctives dans le but d'éliminer les problèmes de concurrence identifiés par la Commission.

1138. Ces mesures, qui prenaient la forme d'engagements, se composaient des cinq éléments suivants :

a) La création, suivie de la cession à un tiers, d'une nouvelle société (NewCo) détenant les actifs suivants : (i) tous les contrats de fourniture passés par Distrigaz avec des clients non-résidentiels en Belgique et la totalité de l'activité de Distrigaz en France; (ii) les contrats de fourniture passés par Distrigaz et Gaz de France avec SPE; (iii) la cession graduelle des contrats en amont avec les producteurs de gaz à raison d'un volume de 50 TWh/an; (iv) un contrat de fourniture de gaz entre le nouveau groupe et Newco, d'une durée de 6 à 8 ans, pour un volume initial de 83 TWhpar an diminuant jusqu'à 33 TWh après cession des contrats; et (v) des capacités de transport et de stockage en Belgique et en France qui, sur la base de la réglementation applicable, seront à la disposition de l'acquéreur de Newco ;

b) La cession de la participation de Gaz de France dans SPE.

c) Un programme de mise à disposition temporaire de gaz (" gas release program") d'un volume de 22 TWh par an pour une durée de six ans pour la France et la Belgique.

d) Un certain nombre de mesures portant sur les infrastructures gazières en Belgique et en France, et notamment une réorganisation des activités de Fluxys. La propriété et la gestion des infrastructures gazières belges seraient scindées en structures juridiques distinctes : (i) Fluxys Asset Owner (" FAO "), qui aurait la propriété de la totalité des infrastructures de transport/transit et de stockage; (ii) Fluxys International, qui serait propriétaire du terminal de GNL, d'Huberator et d'autres actifs situés en dehors de la Belgique (tels que BBL, etc); et (iii) Fluxys System Operator (" FSO "), qui détiendrait des droits de capacité et gérera l'ensemble des infrastructures réglementées (transport, transit, stockage, terminal GNL de Zeebrugge). Le nouveau groupe ne détiendrait pas la majorité des actions de FAO. FSO ne serait contrôlé ni de facto ni de jure par le nouveau groupe.

e) La cession de Cofathec Coriance plus les réseaux de chaleur de Cofathec Service, à l'exclusion de la participation détenue par Cofathec Coriance dans Climespace et SESAS.

1139. La Commission a testé ces engagements auprès des acteurs du marché. Les réponses à ce test de marché ont fait apparaître des doutes sérieux quant à la suffisance des remèdes proposés pour résoudre tous les problèmes de concurrence identifiés par la Commission.

1140. En premier lieu, la grande majorité des tiers interrogés, incluant aussi bien les clients que les concurrents et les régulateurss, ont souligné les incertitudes existantes quant à la viabilité économique de la nouvelle société (Newco), qui n'était pas encore active sur le marché. Ces incertitudes, selon les tiers interrogés, dépendaient d'un certain nombre de facteurs, tels que : le manque de ressources de gaz et d'une flexibilité suffisantes pour se développer effectivement sur tous les marchés concernés ; le fait que Newco dépendrait des Parties pour à peu près 40% de ses besoins d'approvisionnement et aurait un accès très limité aux contrats en amont avec les producteurs, avec le risque que Newco devienne un simple revendeur du gaz fourni par les Parties ; le fait que les termes et les conditions du contrat de fourniture entre Newco et le Parties n'étaient pas clairement définis ; la durée dudit contrat, qui ne serait pas suffisante pour permettre à Newco une planification de long terme; et l'absence de possibilité pour Newco d'avoir accès aux infrastructures gazières nécessaires pour opérer efficacement sur les marchés concernés.

1141. En deuxième lieu, quant au gas release program proposé par les parties, de nombreux tiers interrogés ont exprimé des doutes à cause de la taille et de la durée insuffisantes dudit programme ainsi que des incertitudes sur les modalités de sa mise en œuvre, sur le fait qu'il permette d'injecter assez de liquidité sur les marchés concernés et de stimuler ainsi la concurrence.

1142. En troisième lieu, en ce qui concerne les remèdes sur les infrastructures gazières en Belgique et en France, les tiers interrogés ont reconnu qu'il s'agissait de mesures allant dans la bonne direction, mais ils ont généralement considéré qu'ils n'étaient pas suffisants pour assurer l'indépendance de Fluxys vis-à-vis de l'entité fusionnée et garantir un fonctionnement correct du marché.

1143. La cession de la participation de Gaz de France dans SPE a été généralement considérée comme une condition nécessaire pour remédier aux problèmes de concurrence engendrés par la concentration. Certains tiers interrogés ont toutefois souligné que cette mesure n'était pas suffisante pour créer un concurrent effectif face à Electrabel sur les marchés d'électricité belges.

1144. Enfin, en ce qui concerne le marché des réseaux de chaleur, les tiers interrogés ont généralement considéré, à quelques exceptions près, que la cession de Cofathec Coriance ainsi que des réseaux de chaleur de Cofathec Service était un remède suffisant pour éliminer le problème de concurrence identifié par la Commission sur ce marché.

1145. La Commission a informé sans délai les Parties du résultat du test de marché et leur a donné accès aux versions non confidentielles des réponses reçues par la Commission.

EVALUATION DES ENGAGEMENTS SOUMIS LE 13 OCTOBRE 2006

1146. Le 13 octobre 2006 les parties ont soumis un paquet de mesures correctives modifié dans le but d'éliminer les problèmes de concurrence identifiés par la Commission. Ces mesures correctives, qui prennent la forme d'engagements et remplacent celles proposées le 20 septembre 2006, se trouvent en annexe II et font partie intégrante de cette décision.

I. Description générale des engagements

1147. Les Engagements soumis par les Parties le 13 octobre 2006 comportent cinq volets principaux:

i) la cession à un tiers de la participation du groupe Suez dans Distrigaz ;

ii) la cession à un tiers de la participation de GDF (via Segebel) dans SPE ;

iii) une réorganisation des activités de Fluxys s.a. et le renoncement à tout contrôle sur celle-ci (765) ;

iv) une série de mesures complémentaires portant sur les infrastructures gazières en Belgique et en France ;

v) la cession à un tiers de Cofathec Coriance et des réseaux de chaleur exploités par Cofathec Services ;

Cession de Distrigaz

1148. Suez cédera à un tiers sa participation dans Distrigaz. Au préalable, seront apportés à une société de l'entité fusionnée les trois actifs suivants détenus par Distrigaz : une participation de 16,41% dans Interconnector UK Ltd, le méthanier Methania et une participation de 49% dans le méthanier Berge Boston.

1149. Préalablement à la cession de la participation dans Distrigaz, l'entité fusionnée conclura un ou plusieurs contrats d'approvisionnement avec Distrigaz, destinés à couvrir une partie des besoins des centrales électriques d'Electrabel et de ECS, et qui commenceront à courir à compter de la date de cession de Distrigaz.

1150. Ces contrats d'approvisionnement seront des contrats " miroirs " (" back to back "), un contrat aval étant conclu pour chaque contrat amont. Les quantités contractuelles correspondent à :

- [...]* TWh, soit [90-100]* % des contrats concernés, pour l'approvisionnement de centrales électriques (contrats C1);

- d'autre part, des fractions des contrats d'importation à terme de Distrigaz déjà conclus à la date de la présente décision et servant à l'approvisionnement des besoins de ECS (contrats C2). La première année, le volume total de ces contrats " miroirs " sera de [...]* TWh (gaz H : [...]* TWh; gaz L : [...]* TWh) pour décroître les années suivantes.

1151. Les Parties s'engagent à ce que, les années suivantes, le volume fourni par Distrigaz à l'entité fusionnée au titre des contrats aval miroirs des contrats C2 diminue (i) pour refléter l'expiration progressive des contrats C2 que Distrigaz a en portefeuille à la date de la présente décision (et donc la baisse naturelle des volumes correspondants) et (ii) de surcroît, pour refléter toute baisse des ventes d'ECS sur le marché de la fourniture de gaz aux clients de la distribution publique.

1152. L'entité fusionnée pourra exiger de Distrigaz ou de son repreneur de prendre toutes les mesures nécessaires pour faciliter le transfert des contrats C1 pour un volume total de [...]* TWh, ces contrats étant affectés à l'alimentation des centrales d'Electrabel. Dans la mesure où des contrats seront transférés, les volumes du contrat d'approvisionnement C1 diminueront parallèlement.

1153. La durée des contrats avals miroirs des contrats C1 sera égale à la durée de ces derniers. La durée des contrats avals miroirs des contrats C2 sera de [...]* ans au maximum.

1154. Enfin, les parties s'engagent à céder à Distrigaz, à tout moment, les capacités de stockage en Belgique et les volumes stockés correspondants, afférents à tout client existant de la distribution publique de ECS en Belgique qui serait acquis par Distrigaz ou par un des revendeurs intermédiaires fournis par celle-ci.

Cession de SPE

1155. Les Parties se sont engagées à ce que GDF cède sa participation de 50% au capital de Segebel, société elle-même titulaire d'une participation de 51% au capital de SPE.

Réorganisation des activités de Fluxys et renoncement au contrôle de Fluxys pour ce qui concerne les activités régulées.

1156. Les activités de Fluxys seront réorganisées dans le cadre de deux entités : Fluxys s.a. et Fluxys International s.a. Fluxys International s.a.), issue de l'actuelle Fluxys LNG s.a., sera propriétaire du terminal GNL de Zeebrugge et des actifs non régulés belges et internationaux (BBL, Huberator, Gas Management Services Limited, Belgian Pipe Control, C4Gas et Endex). L'autre entité (Fluxys s.a.) sera propriétaire de la totalité du réseau de transport/transit de gaz belge ainsi que de la totalité des infrastructures de stockage de gaz belges. A cet effet, GDF lui cédera sa participation de 25% dans Segeo (opérateur de transport/transit de gaz naturel) et Suez lui transférera la société Distrigaz & Co (qui commercialise les capacités de transit sur les axes Troll et rTr).

1157. Fluxys s.a. gérera la totalité des infrastructures régulées au sens de la loi belge (réseau de transport/transit, stockage, terminal GNL).

1158. Les parties se sont engagées à ne pas contrôler Fluxys s.a., ni en droit, ni en fait, ni par convention d'actionnaires. Afin de garantir cet engagement, les parties ont notamment pris les engagements suivants complémentaires.

1159. En ce qui concerne Fluxys s.a., les parties se sont engagées à :

- ne pas détenir une participation de plus de 45% du capital de Fluxys s'a, Publigaz détenant par ailleurs 45% de ce capital ;

- n'avoir au conseil d'administration que 7 représentants sur 21, à parité avec Publigaz, et ne pas faire de proposition pour la nomination des 7 administrateurs indépendants que comportera par ailleurs ce conseil d'administration ;

- ce qu'aucun administrateur de Fluxys s.a. n'exerce de responsabilité dans les activités de fourniture de gaz ;

- installer au sein de Fluxys s.a. un comité de direction disposant de pouvoirs exclusifs concernant (i) la gestion (y compris la stratégie commerciale) des infrastructures régulées et (ii) le plan global d'investissements relatifs aux infrastructures régulées en Belgique. Le plan global d'investissements ne pourra être refusé par le conseil d'administration, sauf en raison de leur impact financier sur la société (au titre de la protection des intérêts financiers des actionnaires en tant qu'investisseurs). Dans ce dernier cas, les parties voteront de manière à permettre le financement de ces investissements par un tiers et, si besoin est, pour l'ouverture du capital de Fluxys s.a. à des tiers pour l'objectif spécifique de financer ces investissements ;

- ne pas contrôler ce comité de direction, ni en droit, ni en fait, ni par convention d'actionnaires.

1160. En ce qui concerne Fluxys International s'a, les parties ont pris les engagements suivants :

- l'entité fusionnée détiendra une participation n'excédant pas 60% du capital de la société ;

- le comité de direction de Fluxys s.a., évoqué supra, préparera le plan global d'investissements pour le terminal GNL et le hub de Zeebrugge, qui ne pourra être refusé par le conseil d'administration de Fluxys International, sauf en raison de son impact financier sur la société (au titre de la protection des intérêts financiers des actionnaires en tant qu'investisseurs). En outre, le comité de direction de Fluxys s.a. pourra proposer de sa propre initiative des investissements additionnels dans les actifs régulés et non régulés, possédés par Fluxys International s.a. ou ses filiales. En cas de refus de ces investissements par le conseil d'administration de Fluxys International s.a., les représentants de l'entité fusionnée voteront de manière à permettre le financement de ces investissements par un tiers et, si besoin est, pour l'ouverture du capital de Fluxys International s.a. à des tiers pour l'objectif spécifique de financer ces investissements.

Mesures complémentaires relatives aux infrastructures gazières en Belgique et en France

Belgique

1161. Les parties se sont notamment engagées à créer à Zeebrugge un point d'entrée unique permettant de regrouper le hub, le terminal GNL, le point d'arrivée de l'Interconnector Zeebrugge Terminal (" IZT ") et le point d'arrivée du Zeepipe Terminal (" ZPT ").

France

Stockage et terminaux méthaniers

1162. Les parties se sont notamment engagées à développer de nouvelles capacités de stockage (80 Mm3 sur le site de Trois Fontaines disponibles fin 2009 et 60 Mm3 sur le site Alsace disponibles au plus tard en 2018) et de nouvelles capacités au terminal de Montoir disponibles à partir de 2007, et à proposer ces nouvelles capacités au marché avant leur disponibilité, en partie déjà avant fin 2007. Un mode de commercialisation transparent et non discriminatoire sera également mis en place, en concertation avec la CRE, en ce qui concerne l'offre d'accès au terminal de Fos Cavaou, dès sa mise en service et pour la part des capacités non réservées à long terme.

Mécanismes correctifs sur le réseau de GRTgaz

1163. Les parties se sont engagées sur diverses mesures permettant un meilleur fonctionnement des mécanismes de "use it or lose it" et des capacités restituables.

Investissements en matière de désodorisation

1164. Les parties se sont engagées à ce que GRTgaz mette en service une installation de désodorisation au point d'entrée "Taisnières H" pouvant assurer un flux physique vers la Belgique à hauteur de 300.000 m3/h.

Gouvernance et transparence

1165. Les parties se sont notamment engagées à :

- renforcer l'indépendance de GRTgaz en matière de communication et à accroître les garanties concernant la protection des informations sensibles.

- filialiser les activités du gestionnaire de terminaux méthaniers selon des modalités d'indépendance alignées sur celles de GRTgaz.

Réseaux de chaleur

1166. Les Parties se sont engagées à céder (i) Cofathec Coriance et l'ensemble des éléments constituant son fonds de commerce, en ce compris l'ensemble de son personnel et l'ensemble de ses contrats, à l'exclusion de sa participation dans les réseaux de froid (à savoir Climespace, gestionnaire du réseau de froid de la ville de Paris et SESAS, gestionnaire du réseau de froid du Stade de France) et (ii) les cinq réseaux de chaleur exploités par Cofathec Services, ainsi que le personnel attaché à l'exploitation de ces réseaux.

II. Evaluation des engagements

Introduction

1167. Lorsqu'une opération de concentration soulève des problèmes de concurrence en ce qu'elle entraverait de manière significative une concurrence effective dans le Marché commun ou une partie substantielle de celui-ci, notamment du fait de la création ou du renforcement d'une position dominante, la Commission ne peut prendre une décision déclarant une concentration compatible avec le Marché commun qu'après modifications apportées par les Parties. (766) Lorsque des engagements modifiés sont proposés après l'expiration du délai fixé par l'article 19, paragraphe 2, du règlement (CE) n° 802-2004, la Commission ne peut accepter ces engagements modifiés que si elle peut établir clairement que, une fois mis en œuvre, de tels engagements élimineront les problèmes de concurrence constatés et qu'ils laissent suffisamment de temps pour la consultation des Etats membres (767).

1168. La Commission apprécie la compatibilité avec le Marché commun d'une opération de concentration notifiée en fonction de son effet sur la structure de la concurrence sur les marchés en cause. Pour apprécier si une mesure corrective rétablira ou non les conditions de concurrence, la Commission examine tous les éléments liés à la mesure corrective elle-même, c'est-à-dire notamment le type, l'ampleur et la portée de la mesure proposée ainsi que la possibilité qu'elle puisse être mise en œuvre intégralement avec succès et dans les délais par les parties. (768)

1169. Selon la communication de la Commission concernant les mesures correctives, le désinvestissement constitue la manière la plus efficace de créer les conditions pour l'émergence d'une nouvelle force compétitive. Il importe que l'activité désinvestie ou cédée constitue une activité viable qui, s'il est exploité par un acquéreur approprié, pourra concurrencer effectivement et durablement la nouvelle entité.

1170. Normalement, une activité viable est une activité existante, susceptible d'être exploitée de façon autonome, c'est-à-dire indépendamment des parties à la concentration pour ce qui est de la fourniture de matières premières ou d'autres formes de coopération, sauf pendant une période transitoire. (769) Les parties doivent tenir compte des incertitudes et des risques liés au transfert d'une activité à un nouveau propriétaire. Ces risques peuvent limiter l'impact sur la concurrence de l'activité cédée et aboutir ainsi à une situation qui ne serait pas nécessairement de nature à lever les doutes de la Commission. (770)

1171. Ainsi qu'expliqué infra, la Commission considère que, sur la base de son appréciation des informations déjà obtenues dans le cadre de l'enquête, notamment des résultats de la consultation antérieure des acteurs du marché, les engagements modifiés proposés par les parties le 13 octobre 2006 lui permettent d'établir clairement et sans avoir recours à une autre consultation du marché qu'ils sont suffisants pour éliminer les problèmes de concurrence engendrés par l'opération notifiée (771).

A) Compétitivité et viabilité de Distrigaz

1172. La cession par Suez de sa participation majoritaire dans Distrigaz constitue une mesure corrective appropriée pour compenser la perte de pression concurrentielle sur les marchés gaziers en Belgique et en France suite à la concentration notifiée, ainsi que pour résoudre les problèmes de forclusion des marchés de l'électricité. Distrigaz est une entreprise en activité qui dispose de tous les actifs nécessaires, notamment des contrats d'approvisionnement avec les producteurs de gaz, des réservations d'infrastructures gazières ainsi que d'une clientèle existante. Elle est actuellement viable et bien établie sur les marchés gaziers belges et français et sera, de ce fait, capable de concurrencer effectivement l'entité fusionnée Suez/GDF dans les deux pays.

Approvisionnement en gaz

1173. La viabilité de Distrigaz n'est pas remise en question par les contrats d'approvisionnement avec Electrabel et ECS (point 16 des engagements). D'abord, ces contrats ne concernent que [...]* TWh pour l'approvisionnement d'Electrabel et [...]* TWh pour l'approvisionnement d'ECS. L'ensemble des volumes couverts par les contrats d'approvisionnement s'élève donc à environ [...]* des volumes totaux de gaz vendus par Distrigaz en 2005 et à moins de [...]* % de ses approvisionnements actuels par le biais de contrats à terme, c'est-à-dire en excluant les achats spot. Financièrement, ces contrats d'approvisionnement ne mettent pas en danger la viabilité de Distrigaz car ils prévoient une marge d'au moins [...]* /MWh pour Distrigaz.

1174. Les volumes de gaz H et de gaz L fournis par le biais de contrats à terme qui resteront à la disposition de Distrigaz après fourniture des parties sont suffisants pour fournir tous ses clients actuels au Luxembourg, en France et en Belgique, y compris SPE. Distrigaz n'approvisionnera que [...]* des centrales électriques d'Electrabel tandis que les autres centrales seront approvisionnées par les parties.

1175. Les volumes de gaz à disposition de Distrigaz après fourniture des parties sont suffisamment importants pour pouvoir répondre à une demande croissante. Une demande croissante pourra d'abord provenir d'une consommation accrue des clients actuels. Ensuite, la demande supplémentaire de SPE pourra s'accroître car SPE pourra faire jouer la concurrence entre Distrigaz et GDF/Suez en ce qui concerne ses besoins de gaz, actuellement achetés auprès de GDF, destinés à la fourniture aux clients finals. Enfin, Distrigaz pourra s'engager à des ventes à la clientèle résidentielle, un marché où Distrigaz n'est pas encore active en Flandre et qui ne sera accessible à Distrigaz en Wallonie et à Bruxelles qu'au moment de son ouverture à la concurrence le 1er janvier 2007. Distrigaz pourra satisfaire une telle demande supplémentaire par ses contrats existants ainsi que par des achats au hub de Zeebrugge, comme elle le fait aussi actuellement. Le repreneur de Distrigaz doit disposer d'une expérience confirmée dans les secteurs énergétiques et sera donc capable de prolonger les contrats existants ou de conclure de nouveaux contrats avec les producteurs.

1176. Par ailleurs, le volume des contrats d'approvisionnement (contrats aval miroir des contrats C2) diminue graduellement en fonction de l'expiration des contrats correspondants de Distrigaz en amont et des pertes de clients par ECS .

1177. En outre, le contrat aval miroir des contrats C2, concernant l'approvisionnement d'ECS, a une durée maximale de [...]* ans tandis que la plupart des contrats d'approvisionnement de Distrigaz en amont ont une durée plus longue. Cela signifie que la viabilité de Distrigaz est assurée aussi à long terme car elle aura des volumes encore plus importants à sa disposition à partir de [...]*, à savoir après l'expiration des contrats d'approvisionnement avec ECS.

1178. La possibilité pour les parties d'exiger le transfert des contrats d'un volume de [...]* TWh affectés à l'approvisionnement des centrales d'Electrabel (contrat C1) ne changera pas cette analyse. D'abord, [...]* TWh représentent moins de [...]* % du volume total des contrats à terme de Distrigaz. Deuxièmement, l'exercice de l'option par les parties n'entraînera aucune diminution des volumes disponibles pour Distrigaz. En effet, ces volumes feront l'objet d'un contrat d'approvisionnement miroir entre Distrigaz et Electrabel dont le volume se réduira proportionnellement aux volumes des contrats C1 correspondants transférés.

1179. La Commission considère également que l'apport à une société de l'entité fusionnée de la participation dans Interconnector UK Ltd, du méthanier Methania et d'une participation de 49% dans le méthanier Berge Boston ne remet pas en cause la viabilité de Distrigaz ni sa capacité à concurrencer efficacement l'entité fusionnée. En effet, de tels actifs ne sont pas essentiels pour assurer la viabilité économique et la compétitivité de Distrigaz sur les marchés concernés.

Structure de la clientèle et flexibilité

1180. Il est vrai que la plus grande partie des clients actuels de Distrigaz sont des clients industriels. Néanmoins, Distrigaz gardera ses contrats de fourniture à des revendeurs intermédiaires tels que [...]* et [...]* et continuera à approvisionner une partie des besoins de gaz des centrales électriques d.[...]* et de [...]* à travers des contrats miroirs (back-to-back). De plus, Distrigaz pourra aussi s'attaquer aux marchés des clients résidentiels et des petits industriels. Ceci sera facilité par la marque " Distrigaz " qui est connue en Belgique et en France. Comme expliqué ci-dessus, Distrigaz disposera de l'accès aux volumes de gaz nécessaires. Ainsi, Distrigaz sera capable de se composer un portefeuille équilibré de clients.

1181. Distrigaz dispose de la pleine flexibilité qu'offrent ses contrats d'approvisionnement en amont. Cette flexibilité est suffisante pour servir sa clientèle actuelle et permet même de répondre, dans une certaine mesure, aux besoins de flexibilité d'autres types de clients, p.ex. des centrales électriques et des clients résidentiels. Même si, en raison de la situation réglementaire belge, l'accès de Distrigaz au stockage est actuellement plutôt limité, cette situation pourra rapidement évoluer au fur et à mesure que Distrigaz acquiert des clients supplémentaires connectés aux réseaux de distribution, notamment des clients résidentiels mais aussi de petits clients industriels et commerciaux. Dans ce cas, les engagements prévoient un transfert immédiat des capacités de stockage et des volumes correspondants à Distrigaz. Cet engagement permet, par rapport à la situation réglementaire actuellement en vigueur, d'accélérer considérablement l'accès au stockage en cas d'acquisition de nouveaux clients.

Conclusion sur la compétitivité et la viabilité de Distrigaz

1182. Au vu de ce qui précède, la Commission conclut que Distrigaz restera une entreprise viable en mesure de concurrencer de manière efficace la nouvelle entité GDF/Suez aussi bien en Belgique qu'en France. Sa compétitivité sera par ailleurs renforcée par les compétences confirmées dans le secteur énergétique (point 46 des engagements) dont devra disposer l'acquéreur de la participation majoritaire de Suez dans Distrigaz. Par ailleurs, les engagements concernant l'accès aux infrastructures abaisseront les barrières à l'entrée, permettant à Distrigaz d'opérer d'une manière viable et compétitive.

B) Cession de SPE

1183. Les Parties se sont engagées à ce que GDF cède sa participation de 50% dans le capital de Segebel, société elle-même titulaire d'une participation contrôlante de 51% dans le capital de SPE.

1184. La Commission considère que la cession de la participation de GDF dans SPE est nécessaire à l'élimination des problèmes identifiés sur les marchés belges du gaz et de l'électricité. En effet, la cession de SPE éliminera les chevauchements horizontaux actuels sur ces marchés.

1185. Cependant, comme l'a également souligné le test de marché, la Commission considère que l'efficacité de la cession de SPE en vue de restaurer la concurrence sur les marchés belges de l'électricité et de la fourniture de gaz aux petits clients industriels et résidentiels, via l'élimination des chevauchements horizontaux actuels, doit être évaluée non pas isolément mais en conjonction avec les autres mesures correctives sur les autres marchés du gaz affectés en Belgique.

1186. En effet, SPE pourra concurrencer les parties sur les marchés belges de l'électricité aussi efficacement qu'avant la concentration car elle aura accès au gaz à des conditions compétitives. Pour la même raison, SPE continuera à exercer une pression concurrentielle significative comme revendeur intermédiaire de gaz L et de gaz H.

1187. La cession de Distrigaz, qui a accès à d'importantes quantités de gaz L et H et à des sources de flexibilité significative, rétablit un concurrent viable face à l'entité fusionnée sur les marchés du gaz, y compris la fourniture aux producteurs d'électricité et aux revendeurs intermédiaires (voir aussi ci-dessus). Les remèdes proposés concernant l'accès aux infrastructures renforceront encore la viabilité de SPE, en augmentant le caractère contestable du marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité.

1188. Ainsi, après la mise en œuvre des engagements, SPE pourra faire jouer la concurrence entre l'entité fusionnée et Distrigaz afin d'obtenir de la fourniture de gaz pour ses centrales électriques et ses propres clients à des prix compétitifs.

C) Mesures correctives - Fluxys

1189. La Commission considère que les engagements soumis par les parties le 13 octobre 2006 concernant Fluxys s.a. et Fluxys International s.a. vont réduire les barrières à l'entrée sur les marchés du gaz en Belgique, qui étaient déjà très élevées avant la concentration - et dont certaines sont accrues par la concentration - comme démontré par la Commission au cours de la procédure.

1190. En effet, la restructuration de Fluxys, telle que prévue par les engagements soumis, et l'engagement des parties à ne contrôler ni en droit, ni en fait, ni par convention d'actionnaires, Fluxys s.a. et son comité de direction, contribuent à assurer une gestion indépendante des actifs gaziers régulés. De surcroît, le désinvestissement de Distrigaz amènera au dégroupage effectif de l'opérateur du réseau de transport (Fluxys) et de la principale entreprise active dans la fourniture de gaz (Distrigaz). Par conséquent, les mesures correctives diminuent les barrières à l'entrée et contribuent à créer des conditions de concurrence équivalentes pour tous les concurrents en ce qui concerne l'accès aux infrastructures.

L'indépendance de Fluxys s.a.

1191. L'entité fusionnée et Publigaz détiendront chacun une participation identique dans le capital de Fluxys s.a., correspondant au maximum à 45% du capital de cette société, le reste (hormis la "golden share" détenue par l'Etat belge) étant coté en bourse. L'entité fusionnée ne disposera donc pas de la majorité des droits de vote dans Fluxys s.a., mais de 45%, à parité avec Publigaz, le reste des actions étant détenu par le public. Un contrôle conjoint sur Fluxys par l'entité fusionnée et Publigaz par voie d'une convention d'actionnaires est interdit par les engagements.

1192. L'entité fusionnée ne disposera pas de la majorité au sein du conseil d'administration de Fluxys s.a., mais d'un tiers des administrateurs (7 sur 21). Ceci ouvre la voie à des alliances fluctuantes.

1193. De surcroît, comme garantie supplémentaire de leur engagement à ne pas contrôler Fluxys s.a. ni en droit, ni en fait, ni par convention d'actionnaires, les parties ont offert d'introduire un schéma prévoyant la création d'un comité de direction au sens de l'article 524bis du code des sociétés belge (772) (point 58 des engagements).

1194. Il est prévu que le comité de direction disposera de pouvoirs exclusifs quant à la gestion de tous les aspects des activités de la société en Belgique relatives aux infrastructures de transport/transit, au stockage et au terminal GNL. En plus, comme déjà souligné, le comité de direction élaborera le plan d'investissement, sous réserve des pouvoirs reconnus au conseil d'administration, tels que décrits ci-dessus.

1195. Le système proposé par les parties pour la nomination des membres du comité de direction (point 59 des engagements), assurera l'indépendance du comité de direction vis-à-vis le conseil d'administration. En effet, le comité de direction sera nommé dans le cadre d'une procédure qui prévoit quatre garde-fous successifs pour assurer son indépendance des parties: proposition par le comité de rémunération ; avis du comité de gouvernance d'entreprise ; avis conforme de la CREG ; et abstention de l'entité fusionnée lors du vote.

1196. Ce schéma de gouvernance de Fluxys aboutit de fait à soustraire au conseil d'administration tout pouvoir sur les matières qui sont confiées au comité de direction. Par conséquent, l'entité fusionnée ne disposera pas de droits de veto sur la stratégie commerciale de Fluxys s.a. ni d'influence déterminante sur des questions de la compétence du comité de direction.

1197. De plus, en ce qui concerne le conseil d'administration, l'engagement (point 56) par lequel l'entité fusionnée renoncera au droit de faire des propositions pour la nomination des administrateurs indépendants au sein du conseil assurera aussi la réelle indépendance (avant et après la proposition de nomination) des sept administrateurs indépendants. En plus, il est prévu que la CREG valide le caractère indépendant des candidats à un poste d'administrateur indépendant. Par conséquent, un tiers seulement des administrateurs représenteront l'entité fusionnée au conseil d'administration, ce qui ouvre la voie à des alliances fluctuantes et empêche toute possibilité de veto de l'entité fusionnée.

1198. Finalement, il faut aussi souligner que l'engagement (point 52) des parties de proposer au ministre fédéral en charge de l'énergie (773) la nomination de Fluxys s.a. comme gestionnaire unique des infrastructures gazières en Belgique774 devrait aboutir à soumettre Fluxys à la Loi gaz.

1199. En conclusion, la Commission est d'avis que l'ensemble des mesures décrites ci-dessus garantira que l'entité fusionnée ne contrôlera pas Fluxys s.a.

Fluxys International et le Hub de Zeebrugge

1200. Par ailleurs, l'entité fusionnée possèdera au maximum 60% de Fluxys International s.a., issue de l'actuelle Fluxys LNG s.a., qui sera propriétaire du terminal GNL de Zeebrugge et des actifs non régulés belges et internationaux.

1201. Néanmoins, les engagements prévoient que Fluxys International s'a octroie à Fluxys s.a. tous les droits de jouissance nécessaires sur les installations et équipements régulés par la loi belge et délègue à Fluxys s.a. toutes les fonctions nécessaires à l'exercice par celle-ci de son rôle de gestionnaire du terminal GNL de Zeebrugge (point 61 des engagements). Il en résulte que le schéma de gouvernance prévu pour Fluxys s.a. s'appliquera aussi à Fluxys International s.a., qui de fait sera gérée de manière indépendante des parties, puisque les décisions relatives à la gestion de Fluxys International s.a. sur les sujets mentionnés ci-dessus, qui sont de la compétence exclusive du comité de direction de Fluxys s.a., échapperont au contrôle de l'entité fusionnée.

Incitation aux investissements de Fluxys s.a. et Fluxys International s.a.

1202. De plus, les Parties ne pourront pas bloquer les décisions d'investissement relatives aux infrastructures contrôlées par Fluxys et par Fluxys International. Il est prévu par les engagements que le comité de direction de Fluxys s.a. aura une délégation en matière d'investissements concernant les infrastructures qui constituent la propriété de Fluxys s.a. et de Fluxys International (points 60 et 63). A cet égard, les engagements prévoient une procédure ultérieure selon laquelle les investissements jugés nécessaires pourront être réalisés, avec la possibilité d'une ouverture du capital de Fluxys s.a. et de Fluxys International à des tiers, afin de financer de tels investissements.

Engagements relatifs au Transit

1203. Finalement, les engagements relatifs au Transit (points 70 et 71) permettront de renforcer l'encadrement juridique du transit de gaz en Belgique (un sujet dont l'importance a été soulignée tout au long de la procédure par de nombreuses parties tierces), moyennant le transfert à Fluxys s.a. de Distrigaz & Co et de la participation de GDF dans Segeo et l'engagement de Fluxys s.a. d'appliquer le code de bonne conduite (actuellement applicable au transport) aux nouveaux contrats de transit.

D) Engagements relatifs aux investissements

1204. Les parties s'engagent à réaliser toute une série d'investissements dans le but d'accroître les capacités des infrastructures gazières belges et françaises (points 62 à 80 des engagements).

1205. Notamment, il est important de souligner que la création, à Zeebrugge, d'un point d'entrée unique permettant de regrouper le hub, le terminal GNL, le point d'arrivée de l'Interconnector Zeebrugge Terminal (" IZT ") et le point d'arrivée du Zeepipe Terminal (" ZPT ") contribuera à résoudre les difficultés résultant du manque de capacités d'accès au Hub. Ce point d'entrée unique permettra de transférer des volumes au sein de cette zone depuis tout point frontière de la zone de Zeebrugge, selon un tarif principalement "commodity", sans qu'il soit nécessaire de procéder à des réservations de capacités. Ce nouveau service contribuera au développement de la zone de Zeebrugge et renforcera également la liquidité du Hub. Une telle connexion améliorera la liquidité du Hub, puisque tous les opérateurs actifs sur les autres terminaux pourront négocier sur le Hub sans devoir surmonter les barrières à l'entrée existantes.

1206. De plus, les parties proposent une consultation du marché concernant une deuxième extension du terminal GNL de Zeebrugge, ce qui améliorerait les capacités et aussi les volumes de gaz disponibles en Belgique et pour le négoce sur le hub de Zeebrugge.

1207. De surcroît, Fluxys s'engage à effectuer les investissements nécessaires pour améliorer l'interconnexion des trois terminaux Interconnector Zeebrugge Terminal, Zeepipe Terminal et terminal GNL au plus tard en octobre 2010. Une telle interconnexion augmentera la liquidité disponible pour les marchés belges et français.

E) Effets des Engagements sur les marchés gaziers belges

1208. Au vu de ce qui précède, les engagements souscrits par les Parties (cession de leur participation majoritaire dans Distrigaz (ci-dessous " cession de Distrigaz "), cession de leur participation conférant contrôle sur SPE, abandon du contrôle sur Fluxys, engagements en matière d'infrastructures) permettront de rétablir des conditions concurrentielles comparables à celles qui existaient avant la concentration sur les marchés du gaz belges et de compenser la disparition de la concurrence actuelle et potentielle exercée par GDF vis-à-vis de Suez en Belgique. De plus, la réduction des barrières à l'entrée sur les marchés gaziers belges par le dégroupage effectif de Fluxys s.a. facilitera l'entrée de nouveaux acteurs sur ces marchés.

Fourniture de gaz aux producteurs d'électricité en Belgique

1209. La disparition de GDF en tant que concurrent potentiel sur le marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité en Belgique sera compensée par la cession de Distrigaz. Suite à la mise en œuvre des engagements, il y aura trois sources effectives d'approvisionnement pour les centrales électriques, à savoir Distrigaz, la nouvelle entité fusionnée et, dans une moindre mesure (voir supra), Wingas, tout comme avant la concentration. De plus, la réduction des barrières à l'entrée sur les marchés du gaz belges par le dégroupage de Fluxys s.a. pourra faciliter l'approvisionnement en gaz de SPE et d'autres producteurs d'électricité par d'autres fournisseurs. Fourniture de gaz aux revendeurs intermédiaires en Belgique

1210. Sur les marchés de la fourniture de gaz H et de gaz L aux revendeurs intermédiaires en Belgique, les mesures correctives corrigent les effets négatifs de la concentration notifiée, à savoir la fusion des deux uniques fournisseurs présents, GDF et Distrigaz. Après la mise en œuvre des mesures correctives, il y aura, comme dans la situation actuelle, deux acteurs viables et indépendants qui disposent tous les deux de quantités suffisantes de gaz H et de gaz L, à savoir Distrigaz et Suez/GDF. Fourniture de gaz aux gros clients industriels en Belgique

1211. Sur les marchés de la fourniture de gaz H et de gaz L aux gros clients industriels en Belgique, les engagements compensent les effets négatifs de la concentration parce que GDF et Distrigaz restent indépendants l'un de l'autre. Fourniture de gaz aux petits clients industriels et aux clients résidentiels en Belgique

1212. Sur les marchés de la fourniture de gaz H et de gaz L aux petits clients industriels et commerciaux ainsi qu'aux clients résidentiels en Belgique, les engagements, notamment via la cession de la participation de GDF dans SPE, assurent l'indépendance de SPE par rapport à l'entité fusionnée. Pour son approvisionnement, SPE pourra faire jouer la concurrence entre GDF/Suez et Distrigaz et ainsi atteindre un approvisionnement compétitif. De surcroît, Distrigaz pourra lui-même entrer sur ces marchés, dès maintenant en Flandre et dès le 1er janvier 2007 à Bruxelles et en Wallonie, et ainsi stimuler davantage la concurrence, et ce d'autant plus que les engagements faciliteront l'accès au stockage. En ce qui concerne les marchés de la fourniture aux clients résidentiels, Distrigaz sera en mesure d'entrer sur ces marchés grâce à son expertise et à la renommée de sa marque en Belgique.

Conclusion gaz Belgique

1213. La Commission conclut donc que les mesures correctives présentées par les parties sont suffisantes pour empêcher que la concentration notifiée entrave de manière significative une concurrence effective sur les marchés du gaz belges, sans que des mesures additionnelles, telles que par exemple un gas release program, soient nécessaires.

F) Effets des Engagements sur les marchés gaziers en France

1214. Ainsi qu'expliqué supra (voir point A 3 4 2), Suez est un des concurrents les mieux placés pour concurrencer GDF en France.

1215. A la suite de la fusion, ainsi que démontré supra, Distrigaz restera viable et sera en mesure d'exercer en France une pression concurrentielle sur la nouvelle entité fusionnée, comparable à celle qu'exerçait Distrigaz avant la fusion. De plus, les autres mesures correctives en France relatives aux infrastructures gazières contribueront à réduire les barrières à l'entrée sur les marchés français de la fourniture de gaz, ce qui facilitera l'émergence de nouveaux acteurs sur ces marchés.

Marchés de la fourniture de gaz H aux gros clients industriels ayant exercé leur éligibilité dans les zones Nord, Est, Ouest, et Sud

1216. Sur les marchés de la fourniture de gaz H aux gros clients industriels ayant exercé leur éligibilité dans les zones Nord, Est, Ouest, et Sud, où Distrigaz était l'un des principaux concurrents de GDF, les engagements permettront de rétablir la pression concurrentielle qui était exercée par Distrigaz sur notamment GDF.

Marchés de la fourniture de gaz H aux petits clients industriels ayant exercé leur éligibilité, dans les zones Nord, Est, Ouest, Sud et Sud-Ouest

1217. Sur les marchés de la fourniture de gaz H aux petits clients industriels ayant exercé leur éligibilité, dans les zones Nord, Est, Ouest, Sud et Sud-Ouest, où Distrigaz était l'un des très rares fournisseurs alternatifs, les engagements permettront de rétablir la situation concurrentielle qui y prévalait avant la fusion et donneront à Distrigaz la possibilité de s'y développer.

Marchés de la fourniture de gaz L (i) aux gros clients industriels ayant exercé leur éligibilité et (ii) aux petits clients industriels ayant exercé leur éligibilité, dans la zone Nord

1218. Sur les marchés de la fourniture de gaz L (i) aux gros clients industriels ayant exercé leur éligibilité et (ii) aux petits clients industriels, dans la zone Nord, où la fusion entraînerait la disparition de l'un des 3 fournisseurs alternatifs de gaz L, les engagements permettront de rétablir la situation concurrentielle qui y prévalait avant la fusion et donneront à Distrigaz la possibilité de s'y développer.

Marchés de la fourniture de gaz H aux revendeurs intermédiaires dans les zones Nord et Est, et marché de la fourniture de gaz L aux revendeurs intermédiaires dans la zone Nord

1219. Sur les marchés de la fourniture de gaz H aux revendeurs intermédiaires dans les zones Nord et Est, et le marché de la fourniture de gaz L aux revendeurs intermédiaires dans la zone Nord, les engagements permettront de rétablir la concurrence potentielle de Distrigaz qui, avant la concentration, était un des opérateurs les mieux placés pour y concurrencer GDF.

Marchés de la fourniture (i) de gaz H aux clients résidentiels à compter du 1er juillet

2007, dans les zones Nord, Est, Ouest, Sud et Sud-Ouest et (ii) de gaz L aux clients résidentiels à compter du 1er juillet 2007 dans la zone Nord

1220. Sur les marchés de la fourniture (i) de gaz H aux clients résidentiels à compter du 1er juillet 2007, dans les zones Nord, Est, Ouest, Sud et Sud-Ouest et (ii) de gaz L aux clients résidentiels à compter du 1er juillet 2007 dans la zone Nord, les engagements permettront de rétablir la concurrence potentielle de Distrigaz qui, avant la concentration, était un des opérateurs les mieux placés pour y concurrencer GDF..

Marchés de la fourniture (i) de gaz H aux producteurs d'électricité, dans les zones Nord et Est et (ii) de gaz L aux producteurs d'électricité, dans la zone Nord

1221. Sur les marchés de la fourniture (i) de gaz H aux producteurs d'électricité, dans les zones Nord et Est et (ii) de gaz L aux producteurs d'électricité, dans la zone Nord, les engagements permettront de rétablir la concurrence potentielle de Distrigaz qui, avant la concentration, était un des opérateurs les mieux placés pour concurrencer GDF. A cet égard, du fait qu'elle restera une entreprise viable qui concurrencera effectivement la nouvelle entité fusionnée, Distrigaz aura les ressources gazières nécessaires pour garantir un approvisionnement de long terme aux producteurs d'électricité, ainsi que cela est requis par ces derniers.

Conclusion gaz France

1222. La Commission conclut donc que les mesures correctives présentées par les parties sont suffisantes pour empêcher que la concentration notifiée entrave de manière significative une concurrence effective sur les marchés gaziers français, sans que des mesures additionnelles, telles que par exemple un gas release program, soient nécessaires.

G) Effets des Engagements sur les marchés d'électricité en Belgique

1223. La vente de la participation de GDF dans SPE (considérée en liaison avec les autres mesures correctives proposées pour les marchés de gaz) est suffisante pour rétablir les conditions de concurrence.

1224. La cession de SPE éliminera les chevauchements horizontaux actuels sur les marchés de l'électricité. La cession de Distrigaz, qui a accès à des quantités importantes de gaz et à des sources de flexibilité importantes, rétablit un concurrent viable pour l'entité fusionnée dans les marchés du gaz, y compris la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité (voir aussi ci-dessus). Les mesures correctives proposées en ce qui concerne l'accès aux infrastructures augmenteront le caractère contestable du marché de la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité. Les mesures correctives proposées élimineront donc les problèmes verticaux de forclusion créés par la concentration. Les conditions concurrentielles pour la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité y compris SPE et de futurs nouveaux producteurs sont ainsi rétablies.

1225. Les mesures correctives proposées pour les marchés du gaz, y compris la fourniture de gaz aux revendeurs intermédiaires, rétablissent les possibilités pour les fournisseurs d'électricité, dont SPE, de faire des offres duales.

Conclusion électricité Belgique

1226. La Commission conclut donc que les mesures correctives présentées par les parties sont suffisantes pour empêcher que la concentration notifiée entrave de manière significative une concurrence effective sur les marchés de l'électricité en Belgique.

H) Effets de la cession de Cofathec Coriance sur le marché des réseaux de chaleur en France

1227. L'engagement prévu pour éliminer les problèmes identifiés pour le marché des réseaux de chaleur en France (à travers la cession la filiale de GDF, Cofathec Coriance) éliminerait le chevauchement horizontal crée par l'opération. Vu le nombre de réseaux ([...]*) et le volume de production de chaleur ([...]* GWh) cédés, significatifs en comparaison avec ceux d'Idex ([...]* réseaux, [...]* GWh) et de Soccram ([...]* réseaux, [...]* GWh), la viabilité de l'entité cédée est assurée. L'entité cédée sera par conséquent en mesure de participer comme un acteur crédible aux appels d'offres et ainsi d'animer la concurrence, même dans l'hypothèse décrite plus haut où Soccram pouvait pas être considéré comme un concurrent indépendant des parties.

1228. Au vu du fait que l'engagement éliminera entièrement le chevauchement horizontal d'une manière structurelle et nettement définie, la Commission considère que l'engagement est suffisant pour éliminer les problèmes identifiés dans cette décision en ce qui concerne ce marché.

F. CONCLUSION

1229. A la lumière des considérations qui précèdent, et sous réserve du respect entier des engagements soumis par les parties le 13 octobre 2006, la Commission considère que la concentration notifiée n'entravera pas de manière significative une concurrence effective dans le Marché commun ou d'une partie substantielle de celui-ci. Sous réserve du respect complet des engagements contenus dans l'annexe II de la présente décision, la concentration doit donc être déclarée compatible avec le Marché commun et le fonctionnement de l'accord EEE conformément aux articles 2, paragraphe 2 et 8, paragraphe 2 du Règlement Concentrations et à l'article 57 de l'accord EEE.

A ARRÊTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION:

Article premier

L'opération notifiée, par laquelle les groupes Gaz de France et Suez fusionnent au sens de l'article 3, paragraphe 1, point a), du règlement (CE) n° 139-2004, est déclarée compatible avec le Marché commun et le fonctionnement de l'accord EEE.

Article 2

L'article premier est conditionné au respect complet des conditions qui figurent aux points 1 à 4, 6 à 11, 13, 19, 20 cinquième tiret, 21, 22, 28, 31, 34, 51 à 54, 56, 58, 61, 62, 64, 65, 70, de l'Annexe II.

Article 3

L'article premier est conditionné au respect complet des obligations découlant des engagements visés dans les autres points de l'Annexe II.

Article 4

GAZ DE FRANCE 23, rue Philibert Delorme 75008 Paris France

SUEZ 16, rue de la Ville l'Eveque 75008 Paris France

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 GDF et Centrica possède chacun 50% d'un holding qui a acquis 51% de SPE en 2005. Ensemble, ils ont le contrôle en commun de SPE. Les anciens propriétaires de SPE, ALG et Publilum détiennent 49% de SPE via un autre holding, mais n.ont pas de contrôle. Voir affaire M.3883 GDF/Centrica/SPE.

5 La participation de l'Etat français dans le nouveau groupe sera de 34%, l'autre actionnaire significatif étant Groupe Bruxelles Lambert avec 4,1%.

6 Chiffre d'affaires calculé conformément à l'article 5, paragraphe 1, du règlement relatif au contrôle des opérations de concentrations et à la communication de la Commission sur le calcul du chiffre d'affaires (JO C 66 du 2.3.1998, p. 25).

* 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

6bis Règlement (CE) n° 802-2004 de la Commission du 7 avril 2004 concernant la mise en .uvre du règlement (CE) n° 139-2004 relatif au contrôle des concentrations entre entreprises (JO L 133 du 30.4.2004, p. 1).

7 JO L 176 du 15.7.2003, p. 57.

8 JO L 289 du 3.11.2005, p. 1.

9 Par ailleurs, la Commission a envoyé une lettre de mise en demeure à la Belgique pour transposition incorrecte de la directive 2003-55-CE. Dans sa lettre de mise en demeure, la Commission considère notamment que la Belgique a enfreint les dispositions de la dite directive concernant la désignation définitive d'un opérateur de systèmes, l'accès des tiers au réseau et la dérogation relative à de nouvelles grandes installations de gaz. Voir aussi IP/06/430 du 04.04.2006, " La Commission attaque les Etats membres n'ayant pas ouvert correctement leurs marchés de l'énergie ".

10 Arrêt n° 126.817 du 05.01.2004 (Distrigaz et Distrigaz & Co. / Etat belge).

11 CREG, réponse du 14.07.2006 à la question 10 du questionnaire du 06.07.2006, n°13256.

12 http://www.fluxys.be/Index_Storage.htm

13 Fluxys dispose cependant à Loenhout d'une installation de conversion du gaz H en gaz L.

14 http://www.fluxys.be/Index_Storage.htm

15 Form CO, Vol. I, p.339.

16 JO L 176 du 15.7.2003, p. 37.

17 COMP/M.3318-ECS/Sibelga, 19.12.2003

18 Voir les décisions rendues par le Conseil de la concurrence belge le 4 juillet 2003 (Interest, IVEKA, IMEWO, INTERGEM, IVERLEK, IGAO et GASELWEST), le 11 septembre 2003 (SIMOGEL, SEDILEC, INTERMOSANE 2 et IMEA), le 13 octobre 2003 (Sibelgaz), le 15 janvier 2004 (INTERMOSANE, INTERLUX, SIMOGEL, SEDILEC, IDEG, IGH), le 8 mars 2004 (SIBELGA).

18bis Règlement (CEE) n° 4064-89 du Conseil du 21 décembre 1989, relatif au contrôle des opérations de concentrations entre entreprises (JO L 395 du 30.12.1989, p. 1).

19 Cf. § 16 de la Communication de la Commission relative au concept de concentration.

20 Décision COMP/M.3883 GDF/Centrica/SPE du 7 septembre 2005.

21 Décision du Conseil de la concurrence belge du 3 juin 2004.

22 Etude F(040617-CDC-313) de la CREG du 17.06.2004 relative à la concurrence sur le marché du gaz L.

23 Le test SSNIP consiste en la simulation des réactions de la demande à une augmentation non-transitoire de 5-10% des prix relatifs.

24 §§ 21-34 de l'étude.

25 §§ 37-44 de l'étude.

26 Réponse des Parties du 06.10.2006 au questionnaire du 04.10.2006 ; n° 18756.

27 Dans des décisions antérieures, la Commission a discuté s.il faut distinguer entre la fourniture à de différents types de centrales électriques à combustion de gaz, notamment en ce qui concerne les CCGT ou les centrales de cogénération (CHPs). Or, aux fins de la présente décision, il n'est pas nécessaire de procéder à une délinéation détaillée de ce(s) marché(s) de produit car l'analyse concurrentielle est la même, à savoir l'élimination du concurrent potentiel le mieux placé par la transaction.

28 Article 2 de la Loi Gaz

29 Article 27 du Décret Gaz wallon et l'article 13 du Décret Gaz flamand.

30 En outre, les parties se réfèrent à la décision GDF/Centrica/SPE (COMP/M.3883) du 7 septembre 2005 dans laquelle la Commission aurait, selon les parties, retenu ce seuil dans son analyse des marchés gaziers en Belgique. Or, la décision en question ne mentionne pas ce seuil.

31 Environ 50 TWh (CREG) comparé avec 82 TWh (parties).

32 Cf. récemment Décision du 15.03.2006, COMP/M.3886 (DONG / Elsam / Energi E2) ; et Décision du 14.12.2005, COMP/M.3696 (E.ON/MOL).

33 Cf. à cet égard aussi infra l'analyse concurrentielle des marchés de la fourniture de gaz aux clients résidentiels.

34 Il convient de constater que des problèmes de concurrence ne surgissent que sur la base d'un marché de négoce sur le seul hub de Zeebrugge. Sur tout marché géographique comprenant, au-delà de Zeebrugge, soit le NBP ou le TTF, l'enquête de marché n'a pas donné des indices pour une entrave significative à la concurrence effective.

35 Par exemple, le rapport de la CREG intitulé "La concentration prévue entre gaz de France et Suez" indique que "les prix du hub [de Zeebrugge] sont complètement dissociés de ceux pratiqués aux Pays-Bas. Pendant l'hiver 2005-2006, les prix du gaz naturel sur le hub de Zeebrugge s'élevaient parfois à plus du double des prix pratiqués aux Pays-Bas". (Para 6 page 13) En raison de ces divergences de prix accentuées entre le hub de Zeebrugge et le TTF, l'analyse qui suit se concentre sur les rapports entre Zeebrugge et le NBP qui semblent être plus convergents.

36 Ofgem, réponse du 14.06.2006 au questionnaire.

37 Une comparaison des prix au NBP et au TTF démontre qu.il y a eu des différences supérieures à 7,5 % à 43 % des jours depuis octobre 2004.

38 Point 4 ainsi que point 11 et suivants de la Réponse des parties.

39 Point 12 de la Réponse des parties.

40 Réponse d'Ofgem du 19.09.2006 [17524] à la question 1 du questionnaire de la Commission

41 Réponse d'Ofgem du 19.09.2006 [17524] à la question 2 du questionnaire de la Commission.

42 CREG, Etude relative à la concentration prévue entre Gaz de France et Suez, 06.03.2006, p. 11, et réponse de la CREG du 14.07.2006 à la question 46 du questionnaire de la Commission.

43 Cf. Décision de la Commission du 14.03.2006, COMP/M.3868-DONG/Elsam/Energi E2.

44 CREG, Etude relative à la concentration prévue entre Gaz de France et Suez, 06.03.2006, p. 11. Ces chiffres sont d'ailleurs implicitement confirmés par la notification (p. 205 du form CO, Vol. 1) : selon le schéma y présenté, Distrigaz (dénommé comme " fournisseur/importateur ") vendait [...]* TWh ce qui correspond à [80-90%]* de la consommation totale belge d'environ 205 TWh en 2005.

45 § 85 de la Réponse.

46 Cf. LNG Sale and Purchase Agreement of 28.02.2005 between RasGas and Distrigaz, fourni par Suez dans sa réponse du 08.08.2006 au questionnaire du 04.08.2006 ; [14652].

47 Réponse des parties du 06.10.2006 à la question 2 du questionnaire de la Commission du 04.10.2006, n°18756.

48 Réponse de RasGas du 27.09.2006 au questionnaire de la Commission du 22.09.2006, n°17979.

49 Cf. " Prospective Analysis of the Wholesale Gas Market in Belgium and France in Connection with the Proposed Merger of Suez and Gaz de France., par [un bureau d'experts]*, annex A de la Reponse de Parties a la Communication de Griefs du 1 septembre 2006..

50 Réponse questionnaire de phase II du 14 juillet 2006.

51 Réponse de EDF, du 19 septembre 2006, N. 17491

52 Réponse Questionnaire de phase II du 14 juillet 2006 et réponse des parties du 27 juillet 2006.

53 Respectivement par Distrigaz ([20-30]* % sur [une longue durée]), ExxonMObil/Quatar Petroleum ([40-50]* % sur[une longue durée]) et Tractabel ([10-20]* % sur [une longue durée]).

54 Par Gaz de France négoce.

55 Par Gaz de France négoce à partir de 2008.

56 Par Gaz de France négoce à partir de 2008 ([60-70]* %) et Total ([20-30]* %).

57 Le transport de méthaniers n'apparaît pas limité ni par la distance ni par les contraintes liées à un réseau de gazoducs.

58 Réponse de Wingas, du 15 septembre 2006, N. 17302 ; Réponse de ENI, du 21 septembre 2006, N.17599 ; Réponse de EDF du 19 septembre 2006, N. 17491 ; Réponse de Total, du 19 septembre 2006, N.17502'

59 Réponse de Total, du 19 septembre 2006, N.17502

60 Réponse de EDF du 19 septembre 2006, N. 17491

61 Réponse de Centrica, du18 septembre 2006, N.17450

62 ibidem

63 ibidem

64 Réponse de Total, du 19 septembre 2006, N.17502 ; Réponse de Centrica, du18 septembre 2006, N.17450

65 Réponse de Total, du 19 septembre 2006, N.17502

66 Réponse de Autorità dell'Energia, du 20 septembre 2006, N. 17527

67 Réponse de ENI, du 21 septembre 2006, N.17599

68 Réponse de EDF du 19 septembre 2006, N.17491 ; Réponse de Centrica, du18 septembre 2006, N.17450

69 Réponse de Autorità dell'Energia, du 20 septembre 2006, N. 17527. Réponse de EDF, du 19 septembre 2006, N. 17491 Cf. aussi l'article "Italy.s Ten LNG Projects:Tough Sailing even for Frontrunners", WGI, July 26 2006, page 8

70 Réponse de Total, du 19 septembre 2006, N.17502

71 Ibidem

72 Réponse de la Comisión Nacional de Energía, du 15 Septembre 2006, N.17308

73 Réponse de EDF, du 19 septembre 2006, N. 17491

74 Ibidem

75 Larrau est principalement un point de sortie réservé à [90-100]* % par GDF. L'entrée via Larrau et Biriatou sur le territoire français est extrêmement faible, soit environ 1.5% des capacités annuelles totales d'entrée sur le territoire.

76 Etude F060719-CREG-554 du 19.07.2006 relative aux "mesures nécessaires pour améliorer le fonctionnement et la liquidité du hub de Zeebrugge ", au point 52.

77 CREG, Réponse du 14.07.2006 à la question 47 du questionnaire du 06.07.2006, [13256].

78 Comme la constitution du nouveau groupe SPE remonte à juin 2005, les parties considèrent que l'expression " total GDF " n'est pas pertinente pour les années 2003 et 2004.

79 Arrêt du Tribunal de Première Instance du 14 décembre 2005 dans l'affaire T-210/01 General Electric c/ Commission, non encore publié, point 115 des motifs, avec référence à l'affaire 85/76 Hoffmann-La Roche c/ Commission Rec 1979 p. 461, point 41 des motifs et à l'affaire T-221/95 Endemol c/ Commission Rec 1999- II p. 1299, point 134 des motifs. Cf. à ce sujet également point 17 des lignes directrices de la Commission sur l'appréciation des concentrations horizontales.

80 Cf. arrêt de la Cour de Justice des Communautés Européennes dans l'affaire C-62/86 AKZO c/ Commission Rec 1991-I p. 3359, point 60 des motifs.

81 HHI = Herfindahl-Hirschmann Index. Cet index reflète le degré de concentration sur un marché donné. Pour plus de détails, voir points 16 et suivants des lignes directrices de la Commission sur l'appréciation des concentrations horizontales.

82 La Commission note que le volume de gaz L consommé par les centrales électriques est très limité.

83 CREG, Réponse du 14.07.2006 à la question 47 du questionnaire du 06.07.2006, [13256].

84 Wingas est une entreprise commune de BASF (Wintershall) et Gazprom.

85 Selon la notification (p.110, Form CO, Vol. 1), la consommation annuelle de gaz des centrales électriques opérées par SPE s'élève à [10-20]* TWh.

86 La CREG, sur la base de sa définition de marché (prenant en compte uniquement les clients connectés au réseau de transport ; voir supra), indique des parts de marché légèrement plus élevées pour Suez et légèrement plus basses pour GDF. Comme le volume du marché est plus petit sur la base de la définition de la CREG, ceci implique qu'une part significative des clients industriels de GDF qui sont considérés comme de gros clients industriels par les parties, sont connectés au réseau de distribution. Cf. CREG, Réponse du 14.07.2006 à la question 47 du questionnaire du 06.07.2006, [13256].

87 Les statistiques de la CREG qui incluent tous les clients (industriels et commerciaux ainsi que résidentiels en Flandre) connectés au réseau de distribution, confirment les chiffres agrégés fournis par les parties pour les marchés de fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux, d'une part, et des clients résidentiels flamands, d'autre part.

88 Arrêt du 21 septembre 2005 dans l'affaire T-87-05, EDP Energias de Portugal, SA c / Commission des Communautés européennes, non encore publié, points 116 et suivants des motifs.

89 Affaire T-87-05, point 127 des motifs.

90 Affaire T-87-05, point 131 des motifs.

91 Affaire T-87-05, point 124 des motifs.

92 Affaire T-87-05, point 125 des motifs.

93 Affaire T-5/02 Tetra Laval c/Commission Rec 2002-II, p. 4381, point 153 des motifs.

94 Cf. p. 175, Form CO, Vol. 1. Cette estimation serait basée sur les volumes mesurés sur les différents points d'entrée des réseaux de distribution et s'appliquerait aux ventes de tous les fournisseurs.

95 http://www.alg.be/news_libe.html.

96 N.B. : Les estimations des parties attribuent des parts de marché plus importantes à ALG Négoce. Or, à la suite de la désignation de Luminus comme fournisseur par défaut par A.L.G, il est probable que Luminus atteigne des parts de marché plus élevées que ALG Negoce.

97 Les parties ont fourni des estimations pour 2008 parce que le 1er janvier 2007 comme date d'ouverture du marché bruxellois n'a été fixé qu.au cours de la présente procédure.

98 Il est à noter que la Commission a basé son analyse du marché bruxellois sur les estimations des parties pour 2008, la première année complète après la libéralisation. Les estimations des parties attribuent des parts de marché plus importantes à ALG Négoce. Or, à la suite de la désignation de Luminus comme fournisseur par défaut par A.L.G, il est probable que Luminus atteigne des parts de marché plus élevées que ALG Negoce.

99 CREG, Réponse du 14.07.2006 à la question 26 du questionnaire gaz du 06.07.2006 [13256]

100 Point 272 de la Réponse.

101 Pages 216 et suivantes de la notification (Vol. I)

102 CREG, Réponse du 14.07.2006 à la question 26 du questionnaire gaz du 06.07.2006 [13256].

103 [...]*.

104 Selon la CREG, la part des contrats d'approvisionnement conclus avec les producteurs alternatifs (actifs sur les petits gisements) reste très limitée dans la pratique. CREG, Réponse du 14.07.2006 à la question 26 du questionnaire gaz du 06.07.2006 [13256].

105 Réponse des parties du 14.08.2006 (version papier de la réponse électronique du 11.08.2006) à la question 10 du questionnaire du 04.08.2006, n° 15038.

106 Réponse des parties du 14.08.2006 (version papier de la réponse électronique du 11.08.2006) à la question 10 du questionnaire du 04.08.2006, n° 15038.

107 Cf. http://www.gastransportservices.nl/gastransport/nl/2006/informatiediensten/transportinformatie (Lange termijn indicatie capaciteiten). Ceci refute l'argument que .tous les opérateurs néerlandais peuvent transporter du gaz L jusqu'en Belgique en faisant appel aux services de GTS et de Fluxys. (§261 de la Réponse).

108 Réponses de Fluxys du 02.08.2006 [n°14444] et du 17.08.2006 [n°15203].

109 Cf. aussi réponse de la CREG du 14.07.2006 à la question 26 du questionnaire gaz du 06.07.2006 [13256].

110 Cf. Fluxys, Réponse du 19.07.2006 (date d'enregistrement) à la question 25 du questionnaire gaz du 06.07.2006 [13514] et Section 2.7 des " Conditions et tarifs transport" sur le site web de Fluxys : http://www.fluxys.be/pdf/2006/20060101_Conditions_and_Tariffs_Transport_F.PDF

111 CREG, Réponse du 14.07.2006 à la question 25 du questionnaire gaz du 06.07.2006 [13256]

112 Réponse des parties du 10.08.2006 (version papier de la réponse électronique du 09.08.2006) à la question 3 (Annexe Q3) du questionnaire du 04.08.2006, n° 14855.

113 Réponse des parties du 17.08.2006 (copie papier de la réponse électronique du 16.08.2006) aux questions 4 et 5 du questionnaire adressé à Fluxys le 06.07.2006, tel que adapté les 27.07., 09.08. et 12.08.2006 n°15203.

114 E-Mail des parties du 17.08.2006 (20:16 h) aux questions 4 et 5 du questionnaire adressé à Fluxys le 06.07.2006, tel que adapté les 27.07., 09.08. et 12.08.2006.

115 Notification, Form CO, Vol. 1, p. 60. Ce volume représente [80-90]* % des ventes de gaz L de GDF en Belgique.

116 Distrigaz a réservé un volume important de capacités de transport conditionnelles à Blaregnies L pour 2006 et 2007 ce qui indique que Distrigaz recourt, en effet, au stockage de gaz L en France. Cf. réponse des parties du 17.08.2006 (copie papier de la réponse électronique du 16.08.2006) aux questions 4 et 5 du questionnaire adressé à Fluxys le 06.07.2006, tel que adapté les 27.07., 09.08. et 12.08.2006 n°15203.

117 Dans une moindre mesure, Distrigaz pourrait aussi recourir aux installations de transformation et à l'interruption de clients.

118 Capacités: Site web Fluxys http://www.fluxys.be/Index_Storage.htm et site web de FluxysLNG http://www.fluxyslng.net/Infra_Storage.htm.

119 CREG, Réponse du 14.07.2006 à la question 21 du questionnaire gaz du 06.07.2006 [13256]

120 Réponse de Suez et GDF aux questions 6 et 7 du questionnaire du 04.08.2006.

121 Fluxys, Réponse du 19.07.2006 (date d'enregistrement) à la question 21 du questionnaire gaz du 06.07.2006 [13514]

122 Idem.

123 Réponse de la CREG du 09.10.2006 à la question 2 du questionnaire de la Commission du 05.10.2006, n°18849.

124 Réponse des parties du 14.08.2006 (version papier de la réponse électronique du 11.08.2006) à la question 4 du questionnaire du 04.08.2006, n° 15038.

125 Réponse des parties du 14.08.2006 (version papier de la réponse électronique du 11.08.2006) à la question 5 du questionnaire du 04.08.2006, n° 15038.

126 http://www.fluxys.be/pdf/2006/20060405_freecapacitytabel.pdf

127 Cf. Notification, Form CO, Vol. 1, p. 25.

128 §§315 et suivants de la Réponse.

129 Réponse de GDF et Suez du 09.08.2006 à la question 1 du 04.08.2006.

130 Réponse des parties du 17.08.2006 (copie papier de la réponse électronique du 16.08.2006) aux questions 4 et 5 du questionnaire adressé à Fluxys le 06.07.2006, tel que adapté les 27.07., 09.08. et 12.08.2006 n°15203.

131 Les réservations de capacité donnent le droit d'utiliser les capacités de transport ou de transit pendant la période pour laquelle la réservation a été faite (les réservations se mesurent normalement en m3(n)/h). Les nominations désignent l'usage effectif de la capacité préalablement réservée (les nominations se mesurent normalement en m3 ou en MWh). En régle générale, les nominations nécessitent donc des réservations préalables tandis que les réservations ne résultent pas toujours et entièrement en nominations car il arrive que des réservations ne soient pas utilisées.

132 Réponse des parties du 17.08.2006 (copie papier de la réponse électronique du 16.08.2006) aux questions 4 et 5 du questionnaire adressé à Fluxys le 06.07.2006, tel que adapté les 27.07., 09.08. et 12.08.2006 n°15203. Les parties ont expliqué à la Commission que les réservations pour les points d'entrée en Belgique doivent être analysées selon une méthode dite "snapshot ". Pour cette raison, l'analyse s'effectue sur la base du 1er janvier comme jour de référence.

133 Réponse des parties du 17.08.2006 (copie papier de la réponse électronique du 16.08.2006) aux questions 4 et 5 du questionnaire adressé à Fluxys le 06.07.2006, tel que adapté les 27.07., 09.08. et 12.08.2006 n°15203.

134 Cf. Réponse de la CREG du 09.10.2006 à la question 2 du questionnaire de la Commission du 05.10.2006, n°18849.

135 http://www.fluxys.be/pdf/2006/20060405_freecapacitytabel.pdf

136 Communiqué financier des parties du 4 mai 2006, " Confirmation du calendrier de la fusion et synergies revues à la hausse " http://www.gazdefrance.com/upload/documents/archives/20060504_synergies_fr_1146718862.pdf.

137 Site web de GDF : http://www.gazdefrance.com/public/page.php?iddossier=176.

138 Cf. notification, Form CO, Vol. 1, p. 45 et seq.: [60_70]* Gm3 pour le nouveau groupe ([40-50]* Gm3 pour GDF et [20-30]* Gm3 pour Suez) comparé avec [60-70]* Gm3 pour ENI, [50-60]* Gm3 pour E.ON Ruhrgas, [40-50]* Gm3 pour Centrica et [20-30]*Gm3 pour Gas Natural. Or, le rapport annuel 2005 de GDF (p.28) indique un volume total des approvisionnements de 669 TWh ce qui correspond plutôt à 55-60 Gm3. Il est donc probable que le volume total des parties est sous-estimé dans la notification.

139 Communiqué financier des parties du 4 mai 2006, " Confirmation du calendrier de la fusion et synergies revues à la hausse " http://www.gazdefrance.com/upload/documents/archives/20060504_synergies_fr_1146718862.pdf.

140 http://www.fluxys.be/pdf/2006/Fluxys_ArticlesOfAssociation_060509_FR.pdf

141 A titre d'exemple, cf. pages 11 et 26 et seq. du form CO, Vol. 1.

142 §§ 38-43 de la réponse.

143 Cf. Communication de la Commission sur le concept de concentration, § 13.

144 http://www.fluxys.be/pdf/2006/20060405_freecapacitytabel.pdf

145 http://www.gastransportservices.nl/gastransport/nl/2006/informatiediensten/transportinformatie

146 §§149 et suivants de la Réponse.

147 § 94 de la Réponse.

148 Questions 4 et 5 du questionnaire adressé à Fluxys le 06.07.2006. Suite à plusieurs discussions avec Fluxys, ces questions ont été adaptées les 27.07., 09.08. et 12.08.2006

149 Cf. http://www.gastransportservices.nl/gastransport/nl/2006/informatiediensten/transportinformatie (Lange termijn indicatie capaciteiten).

150 Cf. notamment mémorandum de [d'un bureau d'experts]* discuté ci-dessus.

151 Cf. p.ex. réponse de Wingas du 20.07.2006 à la question 7 du questionnaire du 12.07.2006, n°13664.

152 § 157 de la Réponse.

153 § 160 de la Réponse.

154 Question 7 du questionnaire de la Commission aux concurrents de gaz en Belgique du 12.07.2006.

155 § 172 de la Réponse.

156 § 172 de la Réponse.

157 " Nota aan CREG betreffende de huidige toestand van het vervoersnet in verband met potentiele congestie ", cf. Fluxys, Réponse du 19.07.2006 (date d'enregistrement) à la question 21 du questionnaire gaz du 06.07.2006 [13514], Annexe 13.

158 CREG, Réponse du 14.07.2006 à la question 6 du questionnaire gaz du 06.07.2006 [13256]

159 Selon la CREG, un nombre plus élevé de refus d'accès a été constaté sur une période d'un an. Ces refus concernaient encore d'autres concurrents, au-delà de ceux mentionnés par les parties.

160 Ces informations se trouvent aussi en possession de Fluxys qui est, en vertu de l'article 21 du code de bonne conduite, obligée d'informer la CREG de tout refus d'accès à son réseau.

161 Cf. Réponse de la CREG du 09.10.2006 à la question 2 du questionnaire de la Commission du 05.10.2006, n°18849.

162 § 102 de la Réponse.

163 Cf. Réponse de la CREG du 09.10.2006 à la question 2 du questionnaire de la Commission du 05.10.2006, n°18849.

164 Réponse des parties du 11.008.2006 à la question 5 du questionnaire du 04.08.2006

165 Cf. Notification, Form CO, Vol. 1, p. 301.

166 Voir idem pour plus de détails et des assouplissements de la règle.

167 Fluxys, Réponse du 19.07.2006 (date d'enregistrement) à la question 21 du questionnaire gaz du 06.07.2006 [13514], Annexe 13.

168 § 145 de la Réponse.

169 Cf. Réponse de la CREG du 09.10.2006 à la question 2 du questionnaire de la Commission du 05.10.2006, n°18849.

170 Pour une description de cette règle cf. Notification, Form CO, Vol. 1, p. 301.

171 Voir réponse de la CREG du 09.10.2006 à la question 2 du questionnaire de la Commission du 05.10.2006, n°18849.

172 Disponible sur le site web www.creg.be

173 §§ 126 et suivants, §§ 182 et suivants.

174 Pages 5 et 69 du rapport annuel 2005 de Fluxys.

175 Cf. aussi § 126 de la Réponse.

176 § 127 de la Réponse.

177 Page 33 du rapport annuel 2005 de Suez.

178 CREG, Réponse du 14.07.2006 à la question 31 du questionnaire gaz du 06.07.2006 [13256].

179 CREG, Réponse du 14.07.2006 à la question 30 du questionnaire gaz du 06.07.2006 [13256].

180 Fluxys, Réponse du 19.07.2006 (date d'enregistrement) à la question 30 du questionnaire gaz du 06.07.2006 [13514].

181 Ceci est confirmé par le site web de Fluxys LNG : http://www.fluxyslng.net/Slots'asp.

182 CREG, Réponse du 14.07.2006 à la question 30 du questionnaire gaz du 06.07.2006 [13256].

183 Point 216 de la Réponse.

184 Point 203 de la Réponse.

185 Réponse de la CREG du 09.10.2006 à la question 2 du questionnaire de la Commission du 05.10.2006, n°18849.

186 En général, sont considérés comme des radius économiques 200 km pour le stockage aquifère (ou dans anciens sites d'exploitation) et 50 km pour le stockage en cavernes : cf. Décisions de la Commission M.1383, considérant 262; M.3086, considérant 16 ; M.3886, considérant 127.

187 Réponse de la NMa du 12.07.2006 à la question 5 du questionnaire du 30.06.2006, n°13120.

188 § 306 de la Réponse.

189 EASEE = European Association for the Streamlining of Energy Exchange.

190 CREG, Réponse du 14.07.2006 à la question 8 du questionnaire gaz du 06.07.2006 [13256].

191 GSMR = Gas Safety Management Regulations.

192 L.indice de Wobbe maximal autorisé en Belgique est de 15.78 kWh/m3(n).

193 Le PCS maximal autorisé en Belgique est de 12.79 kWh/m3(n).

194 Avis CG 190706-031 du 19.07.2006 relatif à l'étude (F)060719-CREG-554 relative aux mesures nécessaires pour améliorer le fonctionnement et la liquidité du hub de Zeebrugge.

195 Point 70 de la Réponse.

196 Etude F060719-CREG-554 du 19.07.2006 relative aux "mesures nécessaires pour améliorer le fonctionnement et la liquidité du hub de Zeebrugge ".

197 Suez contrôle Huberator à travers Fluxys qui détient 90 % des parts de Huberator.

198 Dans leur Réponse, les parties affirment que le multiplicateur serait de 1,25 (§ 52 de la Réponse).

199 § 55 de l'étude.

200 § 61 de l'étude.

201 Observatoire de l'énergie - Avril 2006 (Direction de l'Energie et des Matière premières - Ministère de l'Economie, des Finances et de l'Industrie)

202 Observatoire des marchés de l'électricité et du gaz (4ème trimestre 2005), CRE.

203 L'article 7 de la loi du 3 janvier 2003 dispose que " les tarifs de vente du gaz naturel aux clients non éligibles sont définis en fonction des caractéristiques intrinsèques des fournitures et des coûts liés à ces fournitures. Ils couvrent l'ensemble de ces coûts à l'exclusion de toute subvention en faveur des clients éligibles. " L'article 4 de la même loi dispose que " lorsqu'un client éligible n'exerce pas, pour un site, le droit de se fournir auprès d'un fournisseur de son choix ouvert par l'article 3, il conserve, pour ce site, le contrat en vigueur à la date à laquelle il devient éligible. Sans préjudice des stipulations relatives au terme de ce contrat, ses clauses tarifaires se voient, le cas échéant, appliquer les mêmes évolutions que celles applicables aux tarifs de vente de gaz aux clients non éligibles. "

204 Arrêté du 25 mai 2005 relatif à la définition des zones d'équilibrage des réseaux de transport de gaz naturel.

205 Article 7 de la loi n°2003-8 du 3 janvier 2003 relative aux marchés du gaz et de l'électricité et au service public de l'énergie.

206 Décret n° 2005-607 du 27 mai 2005 relatif aux règles de tarification applicables à l'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel.

207 La réglementation applicable dispose qu'un client final consommant moins de 5 GWh doit obligatoirement être raccordé au réseau de distribution (article 16 du décret n° 2004-251 du 19 mars 2004). En conséquence, seuls les clients finals consommant au moins 5 GWh peuvent être raccordés au réseau de transport.

208 COMP/ M. 3410, décision du 08/10/2004.

209 P. 142 du Formulaire Co.

210 P. 142 du Formulaire Co.

211 Réponse des parties par courriel du 01/08/2006 (N° 14319) - Plan d'investissement à 10 ans - scénario indicatif pour la période 2006-2015, présenté à la séance du conseil d'administration du 16 juin 2006.

212 Réponse de la CRE au questionnaire phase I.- Courriel du 7/08/2006- (N° 14565) question 32.

213 P. 143 du Formulaire Co. Sur la base d'un coût total d'acheminement de 661,98 /MWh/jour par an de Dunkerque vers Toulouse, le coût du passage du réseau GRTgaz vers le réseau TIGF est de 354,96 /MWh/jour par an.

214 Voir l'avis du Ministère de l'Economie, des Finances et de l'industrie du 27 mai 2005, relatif aux tarifs d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel issu de la proposition de la CRE. Le tarif de liaison des zones Est et Ouest vers la zone Sud est de 146,88/MWh/jour par an, alors qu.il est de 29,40/MWh/jour pour les zones Est et Ouest vers la zone Nord.

215 Par exemple, le tarif de la liaison de la zone Est vers la zone Sud est de 146,88/MWh/jour par an, alors qu.il est de 29,40 /MWh/jour par an de la zone Sud vers la zone Est.

216 Réponse de la CRE au questionnaire phase II, courriel du 7/08/2006- (N° 14565) - question 11.

217 Les coûts de transport représentent une moyenne et incluent le coût du transport régional jusqu.au client final. Le prix du gaz retenu par la CRE est de 25 / MWh. Il s'agit d'un prix rendu site, qui inclut donc le coût de transport.

218 Article 7 de la loi n°2003-8 du 3 janvier 2003, précité.

219 Principes provisoires d'allocation des capacités de stockage (24 décembre 2004).

220 Règles d'allocation des capacités de stockage (9 mai 2005). Toutefois TIGF a indiqué que " ayant eu, jusqu.au 31 mars 2006, des capacités disponibles, toutes les demandes des expéditeurs antérieures à mars 2006 ont pu être honorées selon la règle du " premier arrivé - premier servi ", sans recours à la gestion des priorités décrite dans les RAC " (voir réponse du 18 juillet 2006 au questionnaire de la Commission - n° 13583)

221 Article 7 de la loi n°2003-8 du 3 janvier 2003, précité.

222 Cfr. COMP/M.3440 EDP/GDP/ENI, du 9 décembre 2004, COMP/M.3696 E.ON/MOL, du 12.12.2005 et COMP/M3886 Dong/Elsam/Energi E2, du 15.03.2006

223 En France, le gaz L est dénommé " gaz B ". Toutefois, dans les développements qui suivent, l'expression " gaz L " sera systématiquement utilisée à la place de " gaz B ".

224 Notamment, décision n° COMP/M. 3318 - ESC / Sibelga du 19 décembre 2003.

225 La pertinence d'une telle distinction a été notamment confirmée par la CRE dans sa réponse au questionnaire de la Commission (réponse de la CRE au questionnaire phase I, précité - question 22).

226 Observatoire des marchés de l'électricité et du gaz du 4ème trimestre 2005, publié par la CRE.

227 Projet de loi relatif au secteur de l'énergie, enregistré à la Présidence de l'Assemblée nationale le 28 juin 2006. L'article 2 de ce projet de loi complète l'article 3 de la loi n° 2003-8 du 3 janvier 2003 relative aux marchés du gaz et de l'électricité et au service public de l'énergie par l'alinéa suivant : " Lorsqu'un client n'exerce pas le droit de se fournir en gaz naturel auprès du fournisseur de son choix, il continue de bénéficier des tarifs réglementés de vente du gaz naturel mentionnés à l'article 7 de la présente loi. " A la date du 3 octobre 2006, l'Assemblée Nationale avait adopté un projet de loi contenant des dispositions allant dans ce sens, pour les consommateurs finaux tant domestiques que non domestiques (Voir le document " Projet de loi adopté par l'Assemblée Nationale en première lecture, après déclaration d'urgence, relatif au secteur de l'énergie ", article 4).

228 Avis n° 05-A-23 du 5 décembre 2005 relatif à un dispositif envisagé pour permettre aux industries électrointensives de bénéficier de conditions spécifiques de prix d'achat de l'électricité.

229 Réponse de la CRE au questionnaire phase I, précité - question 18.

230 Ce seuil de 50 GWh est différent de celui retenu pour la Belgique, à savoir 12 GWh. Les parties justifient le seuil de 12 GWh par le fait qu.il se retrouve dans la législation belge relative à l'organisation du marché du gaz, et notamment en ce qui concerne le calendrier de mise en place de la libéralisation du marché de la fourniture de gaz en Belgique. Tel n'est pas le cas en ce qui concerne la France.

231 Voir notamment les réponses à la question 19 du questionnaire de Phase I, précité de : BP (courriel du 5/06/2006 - N° 10867), E.ON (fax du 6/06/2006 - N° 10810) et Altergaz ( courriel du 31/05/2006 - N° 10617).

232 Le seuil de 5 GWh est évoqué par Total (Fax du 4/08/2006 - N° 14549), EDF (courriel du 2/06/2006 - N° 10702), Gas Natural (Fax du 6/06/2006 - N° 10776 ), et Dalkia (Courrier du 31/05/2006 - N° 10444) dans leur réponse à la question 19 du questionnaire de Phase I, précité.

233 Réponse de la CRE au questionnaire phase I, précité - question 20.

234 Réponse des parties par courriel du 25/07/2006 (N° 13931)

235 Réponse de la CRE au questionnaire phase I, précité - question 21.

236 Cf. Décision du 15.03.2006, COMP/M.3886 (DONG / Elsam / Energi E2).

237 Observatoire des marchés de l'électricité et du gaz (4ème trimestre 2005) publié par la CRE.

238 Réponse de la CRE au questionnaire phase I, précité - question 42.

239 Voir en particulier les réponses à la question 31 du questionnaire phase I émanant des opérateurs suivants : Altergaz, BP, EDF, E.on , Gas Natural,Total précités, ainsi que de Poweo (fax du 7/06/2006 N° 10883 ).

240 Points 343 à 348 et 363 à 367 de la réponse à la communication de griefs.

241 Point 365 de la réponse à la communication de griefs.

242 Point 367 de la réponse à la communication de griefs, pour ce qui concerne la zone Est.

243 Points 343 à 345 de la réponse à la communication de griefs.

244 Depuis 2004, chaque zone d'équilibrage comporte un point d'échange de gaz (PEG) où les utilisateurs peuvent céder leurs excédents ou acquérir des quantités complémentaires de gaz. L'activité des PEG est émergente et leur liquidité est très faible. Dans sa réponse aux questionnaires de phase I et II précités, la CRE souligne notamment que le fonctionnement des PEG n'est pas pleinement satisfaisant compte tenu des faibles volumes échangés et de l'absence de signal de prix qui en résulte.

245 Les parties affirment que Total a une part de marché deux fois supérieure à celle de Distrigaz (point 347 de la réponse des parties sur la communication de griefs). Une telle affirmation est inexacte, puisque la part de marché de Total est inférieure à 20% et que celle de Distrigaz est supérieure à 10%.

246 Point 197 des observations sur la décision article 6, paragraphe 1, point c.

247 p. 34 du rapport d'activité 2006 de la CRE, précité. L'analyse de la CRE couvre à la fois les zones Sud et Sud-Ouest où un programme de " gas release " a été mis en place sur chacune de ces zones.

248 Réponse des parties à la demande de renseignements du 27 juillet (courriel du 2 :08/2006 - N° 14346). Le plan d'affaires 2004 précise: .[...]*.

249 p. 34 du rapport d'activité 2006 de la CRE, précité.

250 Il n'y a pas d'ELD sur la zone Ouest.

251 Réponse des parties du 3/08/2006 (N° 14463), précitée.

252 Affaire T-87-05, points 116 et suivants des motifs.

253 Affaire T-87-05, point 127 des motifs.

254 Affaire T-87-05, point 131 des motifs.

255 Affaire T-87-05, points 124 des motifs.

256 Affaire T-87-05, points 125 des motifs.

257 Affaire T-5/02, Tétra Laval c/Commission, Rec 2002-II, p. 4381, point 153 des motifs.

258 Réponse à la Communication de griefs, points 370-374.

259 Décret n°2004-250 du 19 mars 2004, relatif à l'autorisation de fourniture de gaz.

260 Dans sa décision EDP/ENI/GDP (COMP M 3440), la Commission a estimé que, en qualité de détaillant d'électricité historique au Portugal, EDP " aurait eu de solides avantages à l'entrée sur le marché de détail du gaz pour les petits consommateurs, ainsi que des incitations à ce faire ", du fait (i) de sa base de clientèle dans l'électricité, (ii) de sa capacité à faire des offres duales (électricité + gaz) et (iii) de sa force de marque (par 570-575).

261 Réponse des parties du 19/09/2006 (N° 17565).

262 Rapport d'activité 2005 p. 49. A cet égard, l'affirmation des parties selon laquelle " les clients de Suez sont des industriels ou des collectivités territoriales et non (ou très marginalement) des clients résidentiels " (courriel des parties du 19/09/2006- N° 17565) ne saurait tenir.

263 Document de référence 2005 p. 31.

264 Réponse de la CRE au questionnaire phase II, précitée - question 27.

265 Réponse au questionnaire phase II, courriel du 18/07/2006 (N° 13530) - question 18

266 Réponse au questionnaire phase II, courriel du 17/07/2006 (N° 13426) - question 18

267 Courriel du 1/08/2006 (N° 14265)

268 Les parties contestent que l'offre faite par GDF à Poweo fût prohibitive.

269 Réponse des parties du 1/08/2006 (N° 14319), Gaz de France - Plan d'affaires de Négoce 2003-2017 (synthèse octobre 2003).

270 Voir les p. 598, 602 et 603 du Formulaire Co. En 2005, sur le marché de la production d'électricité en France, EDF avait une part de marché de [80-90]* %, alors que les parties avaient une part combinée de [0- 5]* %. La prise en compte des nouvelles CCGT à l'horizon 2010 (6700 MW au total, dont 2700 MW pour les parties) porterait la part combinée des parties à [5-10]* %. Les parties, qui ne fournissent pas d'électricité aux clients résidentiels (l'ouverture de ce marché n'intervenant qu.au 1er juillet 2007, sont quasiment absentes de la fourniture d'électricité aux petits clients industriels (consommation inférieure à 250 KW). Leur part de marché combinée est d'environ [10-15]* % sur le marché de la fourniture d'électricité aux gros clients industriels (consommation supérieure à 250 KW).

271 Réponse des parties du 3/08/2006 (N° 14463), dossier de demande d'autorisation de fourniture de gaz naturel par la SA. Distrigaz.

272 Réponse des parties à la Communication de griefs, point 387.

273 Réponse des parties du 12/06/2006 (N° 11272).

274 La congestion de ce point est soulignée par E.ON-Rurghas elle-même dans sa réponse au point 15 du questionnaire phase II (courriel du 11/07/2006 - N° 13018).

275 Il existe deux catégories de réservations de capacités annuelles de transport : d'une part les réservations à préavis court qui ne permettent une réservation que pour une seule année et qui nécessitent un préavis inférieur à 6 mois (et supérieur à 1 mois) ; d'autre part, les réservations à préavis long qui permettent une réservation pluriannuelle et qui nécessitent un préavis supérieur à 6 mois. Sur le point d'entrée d'Obergaibach les capacités à préavis long représentent 80% des capacités annuelles.

276 Réponse des parties du 19/09/2006 (N° 175502).

277 Réponse des parties du 19/09/2006 (N° 17565).

278 Document de référence 2005 p. 31.

279 Réponse de la CRE au questionnaire phase I, précitée - question 66.

280 Réponse des parties par courriel du 15/06/2006 (N° 11541)

281 P. 32 rapport d'activité 2006 de la CRE.

282 Réponse de la CRE au questionnaire phase I, précitée - question 63.

283 Réponse à la communication de griefs, points 402 à 411.

284 Prospective analysis of the wholesale gas markets in Belgium and in France in connection with the proposed merger of Suez and Gaz de France - [un bureau d'experts]*, September 2006. quotidienne, mensuelle ou annuelle.

285 Réponse des parties du 3/08/2006 (N° 14463), dossier de demande d'autorisation de fourniture de gaz naturel par la SA Distrigaz : " Etant donné que Distrigaz opère aujourd.hui surtout à partir de la Belgique et vu que Distrigaz est déjà active dans les zones Nord et Est, les points d'entrée Taisnières H et Taisnières B ont été d'abord utilisés pour pénétrer le marché français. Aujourd.hui d'autres points d'entrée aux frontières françaises sont également empruntés ([...]*). "

286 Voir les réponses à la question 7 du questionnaire phase II de : Altergaz pour tous les PEG sauf le PEG Nord H (N° 13124) BP (N° 13890), Centrica (N° 13105), EDF (N° 13749), Electricité de Strasbourg (N° 13140), ENI (N° 13511), E.ON (N° 13654), Gas Natural pour les PEG Nord B, Ouest et Est (N° 15173), Hydro (N° 13496), Iberdrola (N° 14002), Poweo (N° 13090), RWE (N° 13337), Wingas (N° 13107).

287 Réponse à la question 7 du questionnaire phase II, précitée.

288 Par exemple, en octobre de l'année n, l'utilisateur peut demander à réserver une capacité annuelle démarrant: au plus tôt le 1er décembre de l'année n, pour se terminer le 30 novembre de l'année n+1, au plus tard le 1er avril de l'année n+1, pour se terminer le 31 mars de l'année n+2.

289 Par exemple, en octobre de l'année n, l'utilisateur peut demander à réserver une capacité annuelle démarrant au plus tôt le 1er mai de l'année n+1.

290 GDF, via sa filiale Deutschland GmbH, et E.ON Ruhrgas AG détiennent respectivement 44% et 51% du capital de MEGAL GmbH. OMV détient les 5% restants.

291 Courriel des parties du 13/06/2006 (N° 11278)

292 Voir réponse de GRTgaz transmise par les parties, par courriel du 18/07/2006 (N° 13574)

293 Réponse des parties à la Communication de griefs, points 413 à 425.

294 Courriel des parties du 25/07/2006 (N° 13931)

295 Réponse des parties du 19/09/2006 (N° 17325).

296 Courriel des parties du 25/09/2006 (N° 17845) et état des réservations présenté par GRTgaz au mois de septembre 2006 sur son site internet.

297 P. 40 Rapport d'activité 2006, précité.

298 Règles d'allocations et de souscription des capacités de transport de GRTgaz au 01/07/2006.

299 Réponse de GRTgaz via les parties (courrier du 27/07/2006, N° 14065)

300 Réponse de GRTgaz via les parties (courrier du 27/07/2006, N° 14065)

301 Réponse de GRTgaz via les parties (courrier du 27/07/2006, N° 14065)

302 Réponse de la CRE au questionnaire phase I, précité- question 53 ; Réponse de la CRE au questionnaire phase II, précité - question 12.

303 P. 40 Rapport d'activité de la CRE juin 2006, précité

304 Voir réponse de TIGF à la Commission (courrier du 18/07/2006 n°13583), dans laquelle l'opérateur indique qu.il " étudie conjointement avec l'opérateur Enagas les possibilités de développement à court, moyen et long terme de capacités de transport aux points d'interconnexion avec l'Espagne."

305 Réponse des parties à la Communication de griefs, point 462.

306 Délibération du 24/07/2003 relative aux tarifs d'utilisation des réseaux de transport de gaz.

307 Délibérations du : 10/06/2004 sur l'attribution d'un taux de rémunération majoré au projet de nouvelle station de compression à Cuvilly, présenté par GDF ; 8/12/2005 sur l'attribution d'un taux de rémunération majoré au projet de renforcement de l'artère de Guyenne ; 8/12/2005 sur l'attribution d'un taux de rémunération majoré au projet de raccordement du terminal méthanier Fos Cavaou.

308 Rapport annuel d'activité de la CRE (juin 2006), précité

309 Voir les réponses au questionnaire de phase II de : Altergaz ( fax du 12/08/2007 N° 13124), BP (courriel du 25/07/2006 N° 13890 ), Centrica ( courriel du 18/07/2006 N° 13520), E.ON (courriel du 11/07/2006 N° 13018 ), Hydro (fax du 24/07/2006 N° 13775), Iberdrola (courriel du 26/07/2006 N° 14002), Poweo (fax du 12/07/2006 N° 13090), RWE, (fax du 14/07/2006 N° 13337).

310 Réponses des parties du 01/08/2009 (N° 14339) et du 15/09/2006 (N° 17352). GDF est le seul opérateur à avoir réservé des capacités sur le terminal de Fos actuellement en activité. Par ailleurs, jusqu'à fin 2005, GDF était le seul opérateur à avoir réservé des capacités sur le terminal de Montoir. Pour l'année 2006, seuls Total et EDF ont réservé respectivement [0-5]* % et [0-5]* % des capacités du terminal de Montoir (contre plus de [80-90]* % pour GDF). Pour 2007, outre GDF, seul EDF a réservé des capacités ([5-10%]*) sur Montoir. Pour 2008, outre GDF, seul Statoil a réservé des capacités ([0-5]%) sur Montoir. Au-delà de 2008, aucun autre opérateur que GDF n'a réservé de capacité sur Montoir.

311 Ainsi les droits de stockage de GDF sont notamment calculés en intégrant les contrats historiques qu'elle a passés avec les sociétés [...]*. Réponses des parties du 15/09/2006 (N° 17325) et du 19/09/2006 (N° 17582).

312 Principes provisoires d'allocation des capacités de stockage (24 décembre 2004).

313 Réponse de la DGI via les parties (courrier du 27/07/2006, N° 14065)

314 Réponse de la DGI via les parties (courriel du 1/08/2006, N° 14319)

315 Réponse des parties par courrier du 27/07/2006 (N° 14065)

316 Réponse de la CRE au questionnaire phase I, précitée question 57.

317 Réponse des parties à la Communication de griefs, points 473 à 491.

318 Réponse des parties du 19/09/2006 (N° 17582).

319 Réponse de la CRE au questionnaire phase I, précitée - question 48

320 P. 20 du rapport

321 Avis du 27/10/2005 sur l'évolution des tarifs de Gaz de France en distribution publique au 1er novembre 2005 ; avis du 23/12/2005 sur le projet d'arrêté modifiant l'arrêté du 16 juin 2005 relatif aux prix de vente du gaz combustible vendu à partir des réseaux publics de distribution ; avis relatif au projet d'arrêté modifiant l'arrêté du 16 juin 2005 relatif aux prix de vente du gaz combustible vendu à partir des réseaux publics de distribution.

322 p 34 - Rapport annuel d'activité de la CRE (juin 2006), précité.

323 Voir le communiqué du Sigeif sur son site Internet : http://www.sigeif.fr/somart.php3?rub=actualite&sousrub=&idsous=23&id=97&position=5

324 Courriel des parties du 7/08/2006, réponse à un complément du questionnaire du 27 juillet (N° 14054).

325 A cet égard, il est de fait difficile d'évaluer une éventuelle contrainte pour GDF dans la mesure où, comme l'a récemment noté le Conseil de la concurrence français, " les comptes séparés relatifs aux clients éligibles recouvrent, indistinctement, des ventes de gaz au prix du marché libre et des ventes au tarif réglementé, privant ces comptes de réelle pertinence pour contrôler l'absence de distorsions de concurrence entre les deux types de clientèle. " (avis n° 06-A-12 du 30/06/2006 relatif à l'établissement par GDF d'une comptabilité séparée pour la clientèle éligible et la clientèle non-éligible).

326 JO L 176 du 15.7.2003, p. 37

327 JO L 176 du 15.7.2003, p 1

328 Loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité, M.B., 11 mai 1999, telle que modifiée par la Loi du 1er juin 2005, M.B. du 14 juin 2005. Parmi les Arrêtés royaux d'application les plus importants sont ceux gouvernant le réseau de transport, les tarifs de transport et de distribution, les obligations de service public et les autorisations de fourniture d'électricité.

329 Décret du 17 juillet 2000 "houdende de organisatie van de elektriciteitsmarkt", M.B. du 22 septembre 2000.

330 Décret du 12 avril 2001 relatif à l'organisation du marché régional de l'électricité, M.B. du 1er mai 2001.

331 Ordonnance du 19 juillet 2001 relative à l'organisation du marché de l'électricité, M.B., 17 novembre 2001.

332 Form CO, annexe 6b

333 Réponse d'Elia (N° 13549) du 19 juillet à la question 7 de la Commission.

334 Réponse de la CREG (N° 13256)

335 Form CO, annexe L. 6 b.

336 Communication de la Commission concernant la notion de concentration au sens du règlement (CEE) no. 4064-89 relatif au contrôle des opérations de concentrations entre entreprise (98/C 66/02), paragraphe 21.

337 Communication de la Commission concernant la notion de concentration au sens du règlement (CEE) no. 4064-89 relatif au contrôle des opérations de concentrations entre entreprise (98/C 66/02), paragraphe 25 (nomination du personnel d'encadrement) et paragraphe 27 (investissement).

338 L'article 19.3 des statuts d'Elia stipule que le conseil d'administration " ne peut délibérer et statuer valablement que si la moitié au moins de ses membres sont présents ou représentés ". Si Electrabel, pour quelque raison que ce soit, décide de ne pas être présent au conseil d'administration d'Elia, le conseil peut tout de même prendre une décision valable en vertu de l'article 19.5 des statuts d'Elia si (i) 3 administrateurs indépendants et (ii) 3 représentants de Publi-T sont présents et que 2 administrateurs de chaque groupe approuvent la décision.

339 En réalité, et selon les données fournies par Elia, les administrateurs désignés par Electrabel (actions A) ont toujours été au complet lors des conseils d'administration d'Elia. Réponse ELIA (N° 13744) à la question 6(a), avec annexe 6.2.

340 Article 17.3 des statuts (annexe L6 form CO).

341 Réponse des parties à la communication de griefs, paragraphe 647.

342 Article 17.3 des statuts, § 2.

343 Article 17.2 des statuts.

344 Article 17.2 des statuts.

345 Article 17.4 des statuts.

346 La question posée en phase I, n° 59, était : " les parties affirment que Suez ne contrôle pas Elia et les intercommunales, et que donc les marchés de la transmission et de la distribution ne sont pas affectés par la fusion - êtes-vous d'accord ? Oui - non. En cas contraire, veuillez donner les raisons détaillées de votre réponse. "

347 Form CO, Annexe L6.

348 Annexe L 6 b du Form CO.

349 Page 537 du Form CO.

350 Voir Annexe L7 du Form CO.

351 Para 218.

352 Réponse de la CREG (N° 13744) à la question 6.

353 Réponse de la CREG (N° 13744) à la question 6, page 21.

354 Texte consolidé actuel à l'annexe 6.3 des réponses d'Elia (N° 13744) p.22

355 Réponses de la CREG (N° 13744), annexe 6.1, suite à la question 6 de la Commission.

356 Réponses du 18 juillet de la CREG (N° 13744), annexe 6.1, suite à la question 6 de la Commission.

357 Version des statuts communiqués dans l'annexe L 6 a du Form CO.

358 Form CO page 99 et 529

359 En effet, il semble qu.il existe, dans certaines intercommunales Wallonnes, un droit de rejet vis-à-vis des décisions du conseil d'administration et l'assemblé générale, ainsi que des conditions relatives à la présence minimale des représentants de l'actionnaire minoritaire, permettant une politique de chaise vide.

360 Avis du CWaPE CD-5e24-CWaPE-96 sur le projet de création d'une société d'expertise et de gestion énergétique (SEGE) du 26 Mai 2005 page 10

361 Avis du CWaPE CD-5e24-CWaPE-96 sur le projet de création d'une société d'expertise et de gestion énergétique (SEGE) du 26 Mai 2005 page 8

362 Lettre de SourcePower (N° 17 566) du 18 Septembre page 21

363 Voir les réponces à la question 60 du questionnaire phase I et en particulier celle de

364 Art. 22 des statuts de l'intercommunale IGH, (n° 12405).

365 Avis CD-5e24-CWaPE-96 sur le projet de création d'une société d'expertise et de gestion énergétique (SEGE) du 26 Mai 2005. Page 1

366 Avis CD-5e24-CWaPE-96 sur le projet de création d'une société d'expertise et de gestion énergétique (SEGE) du 26 Mai 2005. Page 9

367 Réponse à la communication des griefs § 686

368 Cf. point 16 de la Communication de la Commission relative au concept de concentration.

369 COMP/M. 3440 EDP/ENI/GDP

370 COMP/M.JV28 Sydkraft/Hew/Hanse Energy Trading du 30 novembre 1999. Le négoce financier d'électricité était distingué dans COMP/M.3868-DONG/Elsam/Energi E2 du 14 mars 2006.

371 Suite à des décisions de l'autorité de concurrence belge, Electrabel a été obligé d'offrir 1200 MW de capacité sous forme de vente aux enchères de centrale virtuelle comprenant des produits pouvant être considérés comme des contrats d'option d'électricité physique (Voir réponse CREG (N° 13256) à la question 4( c )).

372 Les parties font référence à une enquête menée parmi les acheteurs de la capacité VPP indiquant que les négociants ont acheté jusqu'à 40% de la capacité vendue aux enchères, négociants qui, par définition, n'achètent pas l'électricité pour la revente immédiate aux consommateurs finaux. Par conséquent, les produits VPP font partie du marché du négoce d'électricité. Le fait que les produits VPP fassent partie du marché de négoce n'exclu pas la prise en compte de leur nature particulière dans une analyse concurrentielle. (voir rapports de CREG fournis par les parties le 12 Mai 2006)

373 Voir réponses de RWE (N° 13515), EDF (N° 13426), Centrica (N° 13872), SPE (N° 13997), Nuon (N° 13797), Iberdrola (N° 14002) à la question 25(a) et (b) du questionnaire (potential) competitors electricity

374 Voir réponses de RWE (N° 14744), EDF (N° 13426), Centrica (N° 13872), SPE (N° 13997), Nuon (N° 13797), Iberdrola (N° 14002) à la question 25( c ) du questionnaire (potential) competitors electricity

375 Réponse CREG (N° 13256) à la question 2(b).

376 Voir réponses des RWE (N° N° 13515), EdF (N° N° 13426), Centrica (N° 13872), SPE (N° 13997), Nuon (N° 13797) et Iberdrola (N° 14002) à la question 26(a) du questionnaire (potential) competitors electricity. Voir aussi la réponse des parties à la communication des griefs §594

377 Form CO page 551

378 Voir réponse Iberdrola (N° 14002) au questionnaire (potential) electicity competitors, page 12

379 Voir par exemple le cas COMP/M. 3268 Sydkraft/Graninge ou le cas COMP/M. 3440 EDP/ENI/GDP.

380 Article 231 de le 'l'arrêté royal du 19 décembre 2002, établissant une réglementation technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci. Pour des descriptions détailliez de ces services, voir réponse CREG (N° 13256) et ELIA (N° 14133) phase II.

381 ELIA achète aussi de l'électricité pour compenser les pertes de réseau dans sa fonction de GRD pour les réseaux de distribution fonctionnant sur des voltages entre 30Kv et 70KV. Les pertes de réseau de transport sont par contre compensées en nature par les responsables d'accès. (Réponse de la CREG (N° 13256) à la question 3(a). L'électricité achetée pour compenser les pertes, bien que liée au réseau n'est pas d'une nature qui la distingue de l'électricité offert sur le marché de gros d'électricité. Il est donc plus correct de considérer que ELIA agit comme partie acheteur sur ce marché pour compenser les pertes des réseaux.

382 Chapitre XIII du règlement technique article 231 §3.

383 Loi du 29 Avril 1999 relative au marché de l'électricité. Moniteur Belge du 11 mai 1999. Voir aussi réponse ELIA (N° 14119) à la question 1.

384 Réponse CREG (N° 13256) à la question 3(g)

385 Les parties responsables de l'accès peuvent corriger le déséquilibre elles-mêmes en produisant plus ou moins d'électricité, en négociant du courant bilatéralement avec d'autres parties responsables de l'accès ou, dans certains cas, en faisant appel aux réserves à la disposition de ELIA.

386 Voir réponses aux questionnaires électricité belge Phase I. 15 réponses sur 22 soutiennent une segmentation des clients éligibles selon des critères retenus dans le but de cette communication des griefs. La plupart des 7 autres réponses ont aussi soutenu l'existence des marchés de fournitures aux clients éligibles séparés mais ont proposé d'autres critères de segmentation.

387 Réponse Iberdrola (N° 14002) à la question 24(b) questionnaire potential competitors electricity (N° 14002)

388 Réponse Nuon (N° 13797) à la question 24(b) questionnaire potential competitors electricity (N° 13979)

389 Réponse Iberdrola (N° 14002) à la question 24(b) questionnaire potential competitors electricity (N° 14002)

390 De Prijs van de elektriciteit per tarief component (persconferentie CREG 5 Juillet 2006) page 11 (N° 14 542)

391 Réponse Iberdrola (N° 14002) à la question 24(b) questionnaire potential competitors electricity

392 Réponse Iberdrola (N° 14002) à la question 24(b) questionnaire (potential competitors electricity

393 Réponse EdF (N° 13426) à la question 24(a) du questionnaire (potential) competitors electricity. Réponse du CREG (N° 13256) à la question 5

394 Réponse EdF (n°13426) au question 24(b) questionnaire (potential) competitors electricity et réponse Nuon (n°13797) à la question 24(c) du même questionnaire

395 Réponse EdF (N° 13426) au question 24(a) questionnaire (potential) competitors electricity

396 Réponse Iberdrola (N° 14002) à la question 24(b) questionnaire (potential) competitors electricity

397 Réponse Iberdrola (N° 14002) à la question 24(b) du questionnaire (potential) competitors electricity

398 Voir http://www.synergrid.be/index.cfm?PageID=16896#

399 Réponse Nuon (N° 13797) à la question 24 du questionnaire (potential) competitors electricity

400 Réponse CWAPE (N° 13209), VREG (N° 13108) et IBGE/BIM(N° 13537) à la question 3 des questionnaires phase II à la CWaPE, VREG et IBGE/BIM

401 Réponse VREG à la question 3, en particulier sous A.1

402 Réponse CWAPE (N° 13209), VREG (N° 13108) et IBGE/BIM (N° 13537) à la question 3 des questionnaires phase II à la CWaPE, VREG et IBGE/BIM

403 COMP/ M. 3075 à 3080 du 13 décembre 2003, COMP/M.3318 ECS/Sibelga du 19 décembre 2003. Voir par exemple EDP/ENI/GDP

404 Réponses à la question 66 du .Customer and competitors questionnaire Belgium. phase I.

405 Réponse de l'Institut Luxembourgeois de Régulation (N° 13584) page 2/9.

406 Réponse de l'Institut Luxembourgeois de Régulation (N° 13584), page 3/9, fiche signalétique des réseaux de transport et de distribution d'électricité au Grand-duché de Luxembourg

407 Réponse de l'Institut Luxembourgois de Régulation (N° 13584), page 7/9

408 En effet, l'inclusion du réseau Sotel ferait augmenter les parts de marché des parties puisque le central de Twinerg de SUEZ (Electrabel) alimente le réseau de Sotel et crée un export (net) vers la Belgique d'une partie de sa production d'électricité. Réponse de l'Institut Luxembourgois de Régulation (N° N° 13584), annexe fiche signalétique des réseaux de transport et de distribution d'électricité au Grand - Duché de Luxembourg.

409 Factors affecting geograhique market definition and merger control for the Dutch electricity sector (June 2006) Final report ; non-confidential version (N° 16832) page 2

410 Factors affecting geograhic market definition and merger control for the Dutch electricity sector (June 2006) Final report ; non-confidential version (N° 16832) page 24

411 Factors affecting geograhic market definition and merger control for the Dutch electricity sector (June 2006) Final report ; non-confidential version (N° 16832) page 30

412 Factors affecting geograhic market definition and merger control for the Dutch electricity sector (June 2006) Final report ; non-confidential version (N° 16832) page 32

413 Les produits dans les enchères des capacités d'interconnexions ont une durée maximale d'une année.

414 Réponse d'EdF à la question 28 (e) contenue dans le complément de réponses (N° 13758) au questionnaire (potential) competitors electricity. Réponse Nuon (N° 13797) à la question 28(a) du questionnaire (potential) competitors electricity.

415 Réponse Centrica (N° 13872) à la question 23(h) du questionnaire (potential) competitors electricity. Des raisons similaires liées à la clôture des nominations sur les frontières de l'Allemagne et des Pays- Bas et la clôture du EEX rendent les importations à partir de l'Allemagne difficiles (réponse Vattenfall (N° 13541) à la question 28(a) du questionnaire (potential) competitors electricity).

416 Voir aussi la réponse d.Iberdrola (N° 14002) au questionnaire (potential) electricity competitors page 10 et réponse à la question 23(h) ainsi que la réponse d'Essent (N° 13797)) à la question 24 du même questionnaire.

417 Réponse CREG (N° 13256) à la question 3(g)

418 Réponse EDF (N° 13426) à la question 3 du questionnaire (potential) competitors electricity

419 Réponse de la CREG (N° 13256) à la question 2(i)

420 Réponse de la CREG (N° 13256) à la question 2(h)

421 Réponse des parties à la communication des griefs § 630

422 Réponse RWE (N° 14744) à la question 18 du questionnaire (potential) competitors electricity

423 Référence est fait à la centrale de RWE à Zandvliet

424 Réponse à la question 4 contenue dans le courrier de RWE du 17 août 2006(N° 15303) " RWE has been active in the market for the supply of electricity to large industrial customers from 2000 to 2004 but [...] eventually decided to exit. [...] it turned out that, even with the back-up of (minor) generation capacities, it was not feasible to serve customers being largely dependent on the wholesale market. In particular RWE concluded, based on its own - quite extensive - experiences from 2001 through 2004, that the Belgian wholesale market lacked - and is still lacking- the degree of liquidity required to gain flexible complementary profiles at competitive prices.

425 Réponse à la communication des griefs § 581 [...] l'absence de liquidité sur le marché de gros (le marché de gros432 est un marché - s.il est digne de ce nom en ayant une liquidité suffisante pour p.ex. 2007 ou pour

426 Voir les lettres de SourcePower soumises dans le contexte de la présente procédure du 31 Mai 2006 (N° 10595) et du 19 septembre 2006 (N° 17566)

427 Réponse de SourcePower au questionnaire phase I (N° 10 595) page 11

428 Réponse de SourcePower au questionnaire phase I (N° 10 595) page 40

429 Réponse de SourcePower au questionnaire phase I (N° 10 595 page 44

430 Réponse de SourcePower au questionnaire phase I (N° 10 595) page 91

431 Lettre de Nuon du 15 Septembre 2006 (N° 17 399). Il convient de signaler que Nuon a fait ses commentaires dans un contexte de fourniture d'électricité aux grands clients industriels et commerciaux. Cependant, ces arguments sont également valables pour les autres marchés de l'électricité.

432 Avec .wholesale markt. Nuon décrit le marché dénommé .marché de négoce. dans cette décision.

433 Endex est une plateforme de négoce d'électricité sur laquelle des contrats OTC pour livraison sur le réseau belge sont négociés.

434 Il s'agit ici des installations de génération particulièrement aptes à adapter la production d'électricité à la demande variable ; une nécessité vue l'impossibilité de stocker de l'électricité.

435 L'exemple de Nuon permet donc aussi de soutenir la thèse, déjà élaborée ci-dessus, que l'importation d'électricité implique des risques significatifs liés au système d'équilibrage.

436 Lettre de Nuon du 15 Septembre 2006 (N° 17 399)

[...] het feit dat er geen liquiditeit is op de wholesale markt (ttz de wholesale markt is een markt -als ze al voldoende liquide is voor bv 2007 of als ze al voldoende bestaat voor 2008, 2009, etc ..- die bestaat uit blok leveringen "strips" van baseload of piekload) beperkt onze mogelijkheden om zulke grote volumes te beleveren. We kunnen zulke grote volumes ook slechts beperkt importeren. Als gevolg van cross-border risico.s zijn we genoodzaakt te sourcen bij lokale producenten die niet altijd offertes voor ons maken of offertes maken boven Endex noteringen.

Naast zulke blokken dient een leverancier effectief nog te "shapen", ttz de residuele volumes tussen effectief profiel (cf continue en grillig op dag/week/maand/seizoensbasis) en wholesale blokken. Nuon dient dan ook nog deze residuele volumes te importeren omdat zulk product niet beschikbaar is op de markt. We kunnen dit niet omwille van cross border risk [...]

Balancing: omwille van het Elia onbalanssysteem lopen de balancing risico's van grote individuele klanten erg op. Nuon heeft oa geen pump stations die balancing risks kunnen mitigeren, alsook de cross border laat niet op een adequate manier toe om profielschommelingen op kwartierbasis te bedienen.

[...] Het vrijwel ontbreken van mogelijkheden om voldoende flexibele productie van electriciteit te bemachtigen, ofwel via eigen centrales ofwel via contractuele posities, maakt het voor Nuon België niet mogelijk om een actieve rol [...] te spelen

437 Voir par example les réponces à la question 3 du questionnaire (potential) competition electricity du Nuon (N° 13797), Centrica (N° 13872), Theolia (N° 13 285), Iberdrola (N° 14002), EdF (N° 15074), Total (N° 13842) et Essent (N° 13297)

438 Réponse d'EdF (N° 13426) à la question 3 du questionnaire (potential) competitors electricity

439 Réponse de la CREG (N° 13256) à la question 5. Réponse Vattenfall (N° 13541) à la question 28(e) du questionnaire (potential) competitors

440 JV28 Sydkraft/Hew/hansa energy trading du 30 novembre 1999 et M.3210 EDF.EDFT du 26 août 2003.

441 Par exemple, les capacités d'interconnexion entre le Danemark oriental et les zones Nordpool, ainsi que les capacités d'interconnexion entre le Danemark occidental et les zones Nordpool, sont nettement plus élevées (74% et 67% de la demande de pointe respectivement) que la capacité d'interconnexion disponible aux frontières méridionales et du Nord belges. Pour la Belgique, ce chiffre est estimé à environ 34% (4.7 GW - capacité d'interconnexion en 2005 - / 13,7 GW - demande de pointe le 20 décembre 2004 à 18:30). La capacité d'interconnexion dans le Nordpool, est actuellement également attribuée d'une façon plus efficace via la vente aux enchères implicite et l'existence d'un marché des dérivés financiers peut lisser certains risques liés à l'approvisionnement transfrontalier. Voir également M.3868 DONG/ELSAM/Energi E2 du 14 mars 2006. On a également fait valoir le champ d'application national du marché de gros danois de l'électricité dans la décision de l'autorité de concurrence danoise sur la concentration l'Elsam/NESA en 2004.

442 Réponse Centrica (N° 13872) à la question 26(b) du questionnaire (potential) competitors electricity.

443 COMP/M.3696 E.ON/MOL du 12 décembre 2005

444 COMP/M.2947 - Verbund/EnergieAllianz du 11 juin 2003.

445 ELIA est le seul acheteur des services auxiliaires et du courant d'ajustement. La seule unité de génération connectée au réseau Sotel est en possession de SUEZ (Electrabel) et donc, il est exclu que la prise en compte des générateurs localisés en Luxembourg, mais connectés au réseau géré par ELIA, puisse exercer une pression concurrentielle sur le marché de la fourniture des services auxiliaires et du courant d'ajustement.

446 Voir réponses à la question 69 du questionnaire belge Phase I.

447 Réponse RWE (N° 14744) à la question 30 du questionnaire (potential) competitors electricity. Voir aussi réponse d'EdF (N° 13426) à la question 30 du questionnaire (potential) competitors electricity.

448 Réponse d'EdF (N° 13426) à la question 30 du questionnaire (potential) competitors electricity

449 Réponse par la CREG (N° 13256) à la question 3( c )

450 Réponse ELIA à la question 1(e) du questionnaire phase II (N° 13575)

451 Réponse par la CREG (N° 13256) à la question 3( c )

452 COMP/M.2857 Ecs/IEH du 23 décembre 2002, COMP/M.3075 à 3080 ECS/Intercommunales, COMP/M.3318 ECS/Sibelga du 19 décembre 2003, M.3883 GDF/CENTRICA/SPE du 7 septembre 2005

453 COMP/M.2857 Ecs/IEH du 23 décembre 2002, COMP/M.3075 à 3080 ECS/Intercommunales, COMP/M.3318 ECS/Sibelga du 19 décembre 2003, M.3883 GDF/CENTRICA/SPE du 7 septembre 2005

454 M.3883 GDF/CENTRICA/SPE du 7 septembre 2006, paragraphes 24-25; également M.3729 EDF/AEM/EDISON du 12 août 2005, paragraphes 38-45.

455 Réponse de la CREG (N° 13256) à la question 14.

456 L'électricité vendue par SUEZ dans l'enchère des produits VPP est produite par SUEZ et fait donc partie des parts des marchés attribuées aux parties. Les produits vendus sous le VPP sont des contrats négociés sur le marché de négoce l'électricité. En effet, les produits VPP peuvent être assimilés aux produits de option (Voir réponse CREG (N° 13256) à la question 4( c )) et sont achetés par les négociants jusqu'à 40% des capacités vendues (Réponses des parties du 12 juin 2006). Cependant les caractéristiques particulières des produits VPP peuvent être prises en compte dans une analyse concurrentielle.

457 Seul EDF peut actuellement couvrir ses besoins en électricité pour ses activités de vente au détail sur les marchés en aval par des capacités de génération situées en Belgique. Les [400-500]* MW de capacité correspondent à une production maximale de [0-5]* TWh, ce qui dépasse les besoins de son portefeuille de clients en 2005.

458 Iberdrola (N° 14002) à la question 8 du questionnaire (potential) competitors electricity.

459 Réponse de la CREG (N° 13256) à la question 1, tableau 2,

460 Il convient de signaler que, dans la mesure que cette électricité n'est pas offerte aux tiers et ne satisfait que les besoins internes de (l'auto)producteur, l'électrcité ainsi produite ne fait pas partie du marché de gros d'électricité

461 Réponse des parties à la décision 6(1)c § 248.

462 Réponse de la CREG (N° 13256) à la question 6.

463 Réponse Centrica (N° 13872) à la question 18 du questionnaire (potential) competitors electricity

464 Réponse Centrica (N° 13872) à la question 18 du questionnaire (potential) competitors electricity

465 Réponse à la communication des griefs § 566-575

466 SUEZ dispose d'une capacité de 5161 MW, GDF 260 MW (Form CO pages 632-637) et EdF 481 MW (Form CO page 648). La fusion proposée ne ferait que renforcer cette situation.

467 Réponse à la communication des griefs § 573

468 Il convient aussi de remarquer que les parties ne peuvent pas prétendre que la remarque de la Commission dans la communication des griefs selon laquelle" il est nécessaire pour un producteur d'électricité de disposer d'un parc de production local diversifié.seuls les parcs de production de Suez (Electrabel) et GDF (SPE) correspondent à ce critère ". (point 650 de la communication des griefs)" soutienne la position des parties, puisqu.il ressort du contexte de cette citation, ainsi que les éléments de fait qui le soutiennent qu.il s'agit ici de la disponibilité de plusieurs unités de génération, indépendantes des combustibles qu'elles consomment. Cette interprétation est soutenue par la clarification apportée par EDF le 22 Septembre 2006 (N° 17747).

469 L'exception à cette règle générale étant les équipements de stockage de pompe d'Electrabel. Il ne s'agit pas d'un vrai stockage mais des barrages hydroélectriques équipés d'une centrale de pompage-turbinage. Celle-ci dispose obligatoirement d'un bassin supérieur et d'un bassin inférieur. Pendant les heures de faible demande, on profite des excédents d'électricité disponibles pour pomper l'eau depuis le bassin inférieur et la remonter derrière le barrage. Les pertes d'énergie dans cet exercice sont importantes.

470 Voir par exemple la réponse de Centrica (N° 13872) à la question 23(b) du questionnaire (potential) competitors electricity. Il convient de noter que le rapport [d'un bureau d'experts]* soumis par les parties avec leur réponse à la communication des griefs en annexe 13 part d'une conception du fonctionnement de marché de gros d'électricité similaire au marché décrit dans ce paragraphe. (voir par exemple page 13 de ce rapport).

471 Voir page 13 du .Power Europe. Volume VI, 17, 7 Septembre 2006. Voir aussi l'article .The China Angle. sur la page 1 du même volume il est soutenu que le prix de charbon relatif au prix du gaz mène des générateurs (mentionne est aussi fait d'Electrabel) a considérer la construction des centrales au charbon

472 Notification page 636

473 Page 219-220 de la notification.

474 Réponse ELIA (N° 13256) à la question 1(e).

475 Il convient de noter que dans l'hypothèse où les services distingués ici doivent être considérés comme étant des marchés distincts, SPE pourrait être considéré comme un concurrent potentiel pour la fourniture de réserves secondaires qui serait éliminé par la fusion proposée.

476 Réponse d'ELIA (13575) à la question 1(e).

477 Les parties estiment que les clients interruptibles ont fourni en 2005 la même réserve d'énergie à ELIA qu'en 2004. Au total, 6 clients interruptibles avaient contracté des réserves avec ELIA.

478 Réponse d'ELIA (13575) à la question 1(e).

479 Réponse EdF (N° 13426) à la question 30 du questionnaire (potential) competitors electricity.

480 Seul les capacités dont RWE dispose en Belgique sont capables de fournir un voltage support et un courant réactif et ceci que dans une mesure limitée. Réponse de RWE (N° 13515) à la question 30 du questionnaire (potential) competitors electricity.

481 Réponse à la communication des griefs § 715. En ce qui concerne la capacité de RWE de fournir des services auxiliaires et courant d'ajustement, il convient aussi d'ajouter que sa capacité de production est allouée à la fourniture d'un seul client industriel, BASF, et que RWE est donc pas en mesure de réserver cette capacité à d'autres buts.

482 Courrier d'EDF le 22 Septembre 2006 (N° 17747)

483 Réponse d'EdF (N° 13426) à la question 26(d) du questionnaire (potential) competitors electricity.

484 Form CO page 719.

485 Réponse à la communication des griefs §617

486 Réponse à la communication des griefs §625

487 Voir aussi COMP/M.3868-DONG/Elsam/Energi E2 du 16 Mars 2006 §238-239

488 Réponse de la CREG (N° 13256) à la question 2(g) du questionnaire électricité Belgique

489 Réponse à la communication des griefs § 619

490 Réponse de la CREG (N° 17531) du 15 Septembre à la question 1 et 2

491 La disponibilité des réserves contactées avec Tennet et RTE n'a que permis à ELIA de diminuer de la disponibilité garantie des réserves tertiaires contractées auprès des producteurs belges. Réponse de la CREG du 15/09/2006 (N° 17531) à la question 4

492 Voir aussi les conclusions concordant de la CREG dans sa réponse à la question 6 dans sa lettre du 15/09/2006 (N° 17531)

493 Observations des parties sur la Décision adoptée sur le fondement de l'article 6(1)(c) du Règlement, en particulier § 265-267.

494 Réponse de la CREG (N° 13256) à la question 3(1).

495 Réponse de la CREG (N° 13256) à la question 3(l).

496 La loi du 1 juin 2005 portant modification de la Loi Electricité n'entraîne aucune modification de l'article 12§1 concernant les services auxiliaires, les pouvoirs de la CREG et, donc, la conclusion de la Commission. La nouvelle loi ouvre cependant la possibilité de la CREG de saisir le Conseil de Concurrence si elle estime que les prix pour les services auxiliaires offerts à ELIA ne sont pas conformes aux pratiques européennes. Bien évidement, ceci ne peut pas être confondu avec le pouvoir de réguler les prix pour les services auxiliaire et le courant d'ajustement.

497 Réponse de la CREG (N° 13256) à la question 14.

498 Contraire à ce que certains participants à l'enquête de marché ont affirmé.

499 Réponse SPE (N° 13997) à la question 15 du questionnaire (potential) competitors electricity.

500 Réponse EdF (N° 13426) à la question 24(b) du questionnaire (potential) competitors electricity et la réponse Nuon (N° 13797) à la question 24(c) au même questionnaire.

501 Réponse EDF (N° 13426) à la question 24(a) du questionnaire (potential) competitors electricity.

502 Réponse à la Communication des griefs § 630

503 Form CO page 661.

504 Commentaire d'EdF à la communication des griefs (N° 17 368)

505 Réponse à la communication des griefs § 628-9

506 Selon les parties, deux projets avec une capacité de production de 159 MW sont en construction. D'autre [100-200]* MW sont planifiées (Réponse à la communication des griefs § 629).

507 Réponse à la communication des griefs § 633

508 Réponses de la VREG (N° 13108), CWaPE (N° 13209) et IBEG/BIM (N° 13537) à la question 5.

509 affaire T-87-05, point 116 des motifs

510 affaire T-87-05, point 127 des motifs

511 affaire T-87-05, point 131 des motifs

512 affaire T-87-05, point 124 des motifs

513 affaire T-87-05, point 125 des motifs

514 affaire T-5/02, point 153 des motifs

515 Réponses de la VREG (N° 13108) à la question 5

516 Décision n°2004-C/C-26 du 8 mars 2004 dans Affaire CONC-C/C-04/00005 : ELECTRABEL CUSTOMER SOLUTIONS SA. / SIBELGA.

517 Depuis le 31 Juillet 2006, les sociétés SPE, Luminus, ALG Négoce, ALE trading et City Power sont unies dans et sous la seule entité légale SPE. En 2007, SPE sera l'unique structure légale du groupe.

518 Courrier de SPE du 13 Septembre 2006 (N° 17215)

519 Article 21(1) de l'ordonnance du 19/07/2001 relative à l'organisation du marché de l'électricité en Région de Bruxelles. Moniteur belge du 17-11-2001

520 Ordonnance modifiant les ordonnances du 19 juillet 2001 et du 1er avril 2004 relatives à l'organisation du marché de l'électricité et du gaz en Région de Bruxelles-Capitale et abrogeant l'ordonnance du 11 juillet 1991 relative au droit à la fourniture minimale d'électricité et l'ordonnance du 11 mars 1999 établissant des mesures de prévention des coupures de gaz à usage domestique. Voir en particulier page 20 l'article 25 ter. (Voir courrier de M. Devuyst du 25 Septembre 2006 (N° 18 410)

Tout en étant un projet d'ordonnance pour le moment, cette condition est susceptible d'être votée en loi d'ici fin novembre 2006. [...]* Vu son adoption imminente et probable, ceci constitue un élément pouvant être pris en compte dans une analyse concurrentielle prospective.

521 http://www.alg.be/news_libe.html.

522 Depuis le 31 Juillet 2006, les sociétés SPE, Luminus, ALG Négoce, ALE trading et City Power sont unies dans et sous la seule entité légale SPE. En 2007, SPE sera l'unique structure légale du groupe.

523 L'ouverture du marché résidentiel en Flandre a eu lieu ler juilliet 2003. En 2005, la part de marché des concurrents des parties (voir tableau ci-dessus) était estimée à [10-15]*%.

524 Réponses de la VREG (N° 13108), CWaPE (N° 13209) et IBGE/BIM (N° 13537) à la question 5.

525 Réponse Centrica (N° 13872 ) à la question 3 du questionnaire (potential) competitors electricity.

526 Réponses de la CREG (N° 13256) question 14 et VREG(N° 13108), CWaPE (N° 13209) et IBGE/BIM (N° 13537) à la question 5.

527 Les ventes d'Electrabel aux clients finals éligibles en Belgique ne comprennent pas les ventes aux fournisseurs d'électricité. Ainsi, en 2005, Electrabel a fourni [0-5]* TWh d'électricité aux fournisseurs. Ces chiffres sont comptabilisés dans les ventes effectuées par ces fournisseurs aux clients éligibles et/ou dans les ventes aux intercommunales.

528 Réponse D.EDF (N° 14002) et Essent (N° 14121) à la question 2 du questionnaire gas flexibility.

529 Réponse SPE (N° 14708) à la question 2 du questionnaire gas flexibility.

530 Réponse d'EDF (N° 14002) à la question 3 du questionnaire gas flexibility. Réponse de Nuon (N° 13797) à la question 4 du questionnaire gas flexibility.

531 Article 15/11 § 2, 1° de la Loi Gaz. Voir aussi réponse à la question 1 du questionnaire .gas flexibility. de EDF (N° 14002) .

532 EDF (N° 14002) fait aussi remarquer que les centrales à gaz peuvent se connecter directement aux installations de stockage ou aux terminaux GNL. Ceci ne remet pas en cause l'argument développé ici puisque aussi ces centrales n'auront pas de connexion avec le réseau de distribution en, donc, pas de priorité aux allocations de capacité de stockage. Cependant, les petites unités de génération sont parfois connectées au réseau de distribution de gaz (Essent (N° 14121) et Nuon (N° 13797)).

533 Réponse de Nuon (N° 13797) à la question 3 du questionnaire gas flexibility.

534 Réponse D.EDF (N° 14002) à la question 4 du questionnaire gas flexibility. Réponse de Nuon (N° 13797) à la question 3 du questionnaire gas flexibility.

535 Réponse de Nuon (N° 13797) à la question 5 du questionnaire gas flexibility.

536 Réponse D.EDF (N° 14002) à la question 5 du questionnaire gas flexibility et réponse Essent (N° 4121) à la question 1 de le même questionnaire.

537 Réponse de Nuon (N° 13797) à la question 3 du questionnaire gas flexibility.

538 Il convient de clarifier que ses arguments n.ont aucune conséquence pour l'argument de la Commission que les parties auront un accès à des informations sensibles de leurs concurrents. L'argument de la Commission est basé sur le fait que les parties ont accès à des informations par le bais du fait qu'elles seront des fournisseurs de gaz des centrales des concurrents. L'argument du rapport [d'un bureau d'experts]* repose sur le fait qu.il est facilement détectable qu'une centrale produise de l'électricité ou non.

539 Rapport [d'un bureau d'experts]* fourni par les parties en annexe 13 à leur réponse à la communication des griefs. Page 7

540 Rapport [d'un bureau d'experts]* fourni par les parties en annexe 13 à leur réponse à la communication des griefs. Page 5

541 [Rapport d'un bureau d'experts]* fourni par les parties en annexe 13 de leur réponse à la communication des griefs page 5

542 SPE, selon les chiffres fourni par les parties (Réponce des parties à la decision 6(1)( c ), est déjà aujourd.hui un acheteur net d'électricité sur le marché de négoce.

543 Courrier de Essent en date du 23 septembre 2006 (N° 18586)

544 [Rapport d'un bureau d'experts]* fourni par les parties en annexe 13 de leur réponse à la communication des griefs page 5

545 Réponse de SPE (N° 13997) à la question 30 et 82 du questionnaire phase I

546 Réponse (N° 14958) à la question 81 du questionnaire phase I

547 Extraits des rapport de Data Monitor fourni avec le courrier de NUON daté de 20 juillet 2006 12:28 (N° 13697). Voir aussi par exemple (N° 14958) et Total (N° 14549) à la question 30 et 82 du questionnaire phase I et les réponses de Nuon (N° 13797) et Essent (N° 13297) à la question 23(n) de la questionnaire (potential) competitors questionnaire.

548 Réponse de SPE (N° 13997) à la question 30 et 82 du questionnaire phase I

549 VREG " gedrag en ervaringen van huishoudelijke energie afnemers op de geliberaliseerde Vlaamse energiemarkt (13.01.2006)

550 Réponse Centrica (N° 13872) à la question 23(n) de la questionnaire (potential) competitors electricity

551 Réponse d'EDF (N° 13426) à la question 23(n) du questionnaire (potential) competitors electricity

552 Voir réponses des grands clients à la question 82 du questionnaire phase I

553 Réponse d'EDF (N° 13426) à la question 3 du questionnaire (potential) competitors electricity

554 Réponse CREG (N° 13256) à la question (3h).

555 Réponse CREG (N° 13256) à la question 3(j)

556 Réponse à la communication des griefs § 716

557 Réponse CREG (N° 13256) à la question (3h)

558 Réponse CREG (N° 13256) à la question (3g)

559 Réponse EdF (N° 13426), BP (N° 13842), Iberdrola (N° 14002) à la question 3 du questionnaire (potential) competitors electricity

560 Réponse EdF (N° 13426) et Nuon (N° 13797) à la question 3 du questionnaire (potential) competitors electricity. Pour Nuon aussi sa réponse à la question 14.

561 Réponse EdF (N° 13426) et Centrica (N° 13872) à la question 3 du questionnaire (potential) competitors electricity

562 Réponse EdF (N° 13426) à la question 3 et 12 du questionnaire (potential) competitors electricity

563 Réponse de Nuon (N° 13797)) à la question 3 du questionnaire (potential) competitors electricity

564 Réponse SPE (N° 13997) à la question 23 (a) du questionnaire (potential) competitors electricity

565 Réponse d'EdF (N° 13426) à la question 23 (a) du questionnaire (potential) competitors electricity

566 SPE (N° 13997) réponse à la question 23 (a) du questionnaire (potential) competitors electricity

567 Réponse Nuon (N° 13797) à la question 3 et 14 du questionnaire (potential) competitors electricity. Voir aussi courrier de Nuon du 17/07/2006 (N° 13394)

568 Réponse d'EdF (N° 13426) à la question 23(a) du questionnaire (potential) competitors electricity. Courrier Nuon du 17/07/2006 (N° 13394)

569 Plusieurs réponses font aussi référence aux projets de génération d'énergie renouvelables qui concernent pourtant des capacités de génération limités.

570 Réponse d.Iberdrola (N° 14002) à la question 23(a) du questionnaire (potential) competitors electricity

571 Réponse de Nuon (N° 13797) à la question 3 et 4 du questionnaire (potential) competitors electricity.

572 Réponse de EdF (N° 13426) à la question 3 du questionnaire (potential) competitors electricity

573 Réponse des parties du 15 Septembre (N° 17359) à la question 2. Ceci constitue encore une estimation conservative puisque elle (i) inclue la construction des éoliennes (qui prend moins de temps mais ne permet pas de construire de larges volumes de capacité) et (ii) si la date de l'achat du terrain est méconnue l'année 2006 est alors prise en compte. La conception des projets commence cependant bien avant.

574 Réponse des parties à la décision 6(1)c § 248

575 Voir réponse Nuon (N° 13797) à la question 29 du questionnaire (potential) competitors electricity

576 Annexes au courrier de Nuon (N° 13394), réponse d'EDF (N° 13426) à la question 29 du questionnaire (potential) competitors electricity

577 Nuon n'a fait qu'une offre pour un des trois sites, après une forte incitation. Initialement, elle jugeait les trois sites inappropriés (Nuon (N° 13394)). Voir aussi réponse Nuon (N° 13797) et Centrica (N° 13872) à la question 29 du questionnaire (potential) competitors electricity.

578 Réponse des parties du 15 Septembre 2006 à la question 2 de la demande des renseignements du 14 Septembre concernant les marchés d'électricité belges. Sont exclus de ce calcul les sites pour les éoliennes ainsi que les site non-vierges (avec centrales préexistants) pour permettre une comparaison plus fiable avec les sites mis aux enchères par SUEZ (Electrabel)

579 Réponse à la Communication des griefs §590

580 Si les il y aurait question d'une marché intégré, il y aurait une courbe d'offre unique pour les pays concernées et le prix dans ce marché unique aurait été établit par le même central pour les pays concernées (à tout moment). Le raisonnement des parties implique des courbes d'offres séparés.

581 Réponse à la communication des griefs § 591

582 Décision n° 2003-C/C-56 du 4 juillet 2003 ECS/INTEREST; Décision n° 2003-C/C-57 du 4 juillet 2003 ECS/IEH ; Décision n° 2003-C/C-58 du 4 juillet 2003 ECS/IVEKA ; Décision n° 2003-C/C-59 du 4 juillet 2003 ECS/IMEWO ; Décision n° 2003-C/C-60 du 4 juillet 2003 ECS/INTERGEM ; Décision n° 2003-C/C- 61 du 4 juillet 2003 ECS/IVERLEK ; Décision n° 2003-C/C-62 du 4 juillet 2003 ECS/IGAO ; Décision n°2003-C/C-63 du 4 juillet 2003 ECS/GASELWEST.

583 Réponse de la CREG (N° 13256) à la question 4.

584 Voir figure 1 dans la réponse de la CREG (N° 13256) à la question 4.

585 Par nécessité puisque une part importante des produits VPP est vendue aux .trader. qui n.ont d'autre alternative de le revendre pour liquider leurs positions.

586 Réponses de RWE (N° 14744), Réponse Iberola (N° 14002) à la question 26 du questionnaire (potential) competitors electricity. Réponse Essent (N° 13297) à la question 4 du questionnaire (potential) competitors electricity.

587 Réponse Iberola (N° 14002) à la question 26 du questionnaire (potential) competitors electricity. Réponse Essent (N° 13297) à la question 4 du questionnaire (potential) competitors electricity.

588 EdF (N° 14002), Centrica (N° 13872), SPE (N° 13997), Nuon (N° 13797) et Iberdrola (N° 14002) à la question 26(b) du questionnaire (potential) competitors electricity.

589 Form CO page 552.

590 Form CO page 550 réponce des parties à la décicion 6(1)( c) § 261

591 Réponse à la Communication des griefs § 592

592 réponse à la Communication des grief § 592

593 Réponse à la communication des griefs annexe 13 page 7

594 JO L 283 du 27.10.2001, p 33

595 JO L 52 du 21.2.2004, p 50

596 Les certificats verts sont émis pour la promotion d'électricité par des moyens renouvelables. Les certificats CHP sont émis pour la promotion de la production d'électricité par moyens des installations CHP (Combined Heat and Power) considérés comme particulièrement efficaces.

597 La Région flamande a des systèmes de certificats verts et CHPs séparés. La région Wallonne ainsi que la région de Bruxelles opèrent un système intégré. Des descriptions détaillées ont été fournies dans la réponse de la VREG (N° 13108), IBGE/BIM (N° 13537) et la CWaPE (N° 13121) à la question 1.

598 Plus précisément, la région Bruxelloise et Wallonne ont un système de reconnaissance mutuelle des certificats verts et CHP. La région flamande reconnaît seulement les certificats émis pour la production d'électricité verts et CHP localisée dans la région Flamande. Les montants de certificats verts pour des livraisons aux gros clients commerciaux et industriels sont moindres que pour les livraisons aux autres catégories de clients. Des descriptions détaillées ont été fournies dans la réponse de la VREG (N° 13108), IBGE/BIM (N° 13537) et la CWaPE (N° 13121) à la question 1

599 Apparemment, des certificats verts peuvent être également obtenus en brûlant les matériaux spécifiques dans les centrales thermiques existantes. Réponse NUON (N° 13797) à la question 28 (c) du questionnaire (potential) competitors electricity.

600 En fait, il est tout à fait possible de définir un marché distinct des certificats verts et CHP. Ce marché est aussi un marché affecté par la fusion puisque les parties sont omniprésentes coté offre de ce marché. Cependant, vu que l'allocation des certificats verts est étroitement liée à la capacité de production d'électricité localisée en Belgique, des remèdes pour les chevauchements horizontaux sur le marché belge d'électricité élimineraient aussi les problèmes sur ces marchés des certificats verts et CHP

601 Réponse d'EDF (N° 13426) à la question 3 du questionnaire (potential) competitors electricity. Le 2/MWh fait référence au système de la Région Wallonne. Voir aussi : Avis CD-6c07-CWaPE-112 sur .l'entrave à la concurrence que pourrait constituer l'octroi de certificats verts aux centrales électrique préexistant à l'entrée en vigueur du système des certificats verts. comme fourni par la CWaPE dans sa réponse au questionnaire à la CWaPE phase II. Les effets dans la région flamande sont comparables.

602 Les revenus liés aux enchères des capacités des interconnections sont, ou au moins seront bientôt, neutres pour ELIA et ne créeront donc pas d'incitations pour éviter des investissements pour augmenter la capacité des interconnexions. (Projet de Décision de la Commission modifiant l'annexe du règlement (CE) n° 1228/2003 concernant les conditions d'accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d'électricité, en particulier § 6). Le respect des ces dispositions sera surveillé par les régulateurs. L'effet décrit dans ce texte-ci est donc lié uniquement à l'appartenance d'ELIA au groupe Suez.

603 Avis de CWAPE CD-5e24-CWAPE-096 sur le projet de création d'une société d'expertise et de gestion énergétique (SEGE). Voir par exemple 2, 8 et 9

604 Décision n°2006-C/C-08 du 14 juin 2006, Affaire CONC-C/C-06/0020 : SIBELGA SCRL / ELECTRABEL SA

605 Avis de CWAPE CD-5e24-CWAPE-096 sur le projet de création d'une société d'expertise et de gestion énergétique (SEGE). Page 8

606 Réponse Nuon (N° 13797) à la question 3 du questionnaire (potential) competitors electricity

607 Réponse (N° 13797) à la question 3 du questionnaire (potential) competitors electricity

608 Avis de CWAPE CD-5e24-CWAPE-096 sur le projet de création d'une société d'expertise et de gestion énergétique (SEGE). Page 8

609 Réponse des parties à la communnication des griefs § 686

610 Voir par example la décision n°2003-C/C-56 du 4 Juillet 2003 dans l'affaire CONC-C/C-02/65 : Electrabel Customer Solution SA/Interet SCRL

611 La réglementation Wallon s'applique au personnel de GRD. Le personnel de Réseaux Wallonnie appartiennent à SUEZ(Electrabel). En effet, il n'y aurait aucune raison de élargir l'obligation vers le personnel de SUEZ si la Réglementation Wallon s'appliquerait déjà.

612 Réponse EDF (N° 13425), à la question 3 du questionnaire (potential) competitors electricity,

613 Réponse EDF (N° 13425), Centrica (N° 13872) et Nuon (N° 13797) à la question 3 du questionnaire (potential) competitors electricity

614 Observations de SourcePower du 18 Septembre à al communication des griefs page 10 (N° 17566)

615 Réponse EDF (N° 13425), Centrica (N° 13872) et Nuon (N° 13797) à la question 3 du questionnaire (potential) competitors electricity

616 Observations de Source Power du 18 Septembre à al communication des griefs page 10 (N° 17 566)

617 Réponse d'EDF (N° 13425) à la question 3 du questionnaire (potential) competitors electricity

618 Les réseaux de chaleur sont à distinguer des réseaux de froid, des équipements collectifs de distribution de froid, alimentés en eau glacée par des unités dites " centrales de production ", dont la gestion est aussi souvent attribuée par les collectivités locales par le biais d'appels d'offres. Les parties sont actifs sur ce marché via deux réseaux qu'ils contrôlaient déjà conjointement (Décision COMP/M.2704 Elyo/Cofathec/Climespace du 5 mars 2002).

619 Réponse Thion - Ne Varietur du 10 juillet au questionnaire de la Commission, question 4, reg. n° 12972.

620 Réponse Thion - Ne Varietur du 10 juillet, reg. n° 12972, question 28.

621 Réponse Idex du 31 juillet 2006, reg. n° 14210, question 29.

622 La cogénération est la production simultanée dans la même installation d'énergie thermique pour un réseau de chaleur et d'énergie mécanique transformée en énergie électrique utilisée pour un process industriel ou revendue au réseau de distribution d'électricité.

623 Réponse Idex du 31 juillet 2006, reg. n° 14210, question 33. Réponse Dalkia du 13 juillet 2006, reg. ° 13172, question 33 (contrats de long terme dont le terme coïncide avec celui de la convention de délégation de service public dans le cadre de la valorisation de chaleurs dites " fatales ").

624 Réponse Idex du 31 juillet 2006, reg. n° 14210, question 33.

625 Réponse Idex du 31 juillet 2006, reg. n° 14210, question 44b.

626 Réponse Thion - Ne Varietur du 10 juillet, reg. n° 12972, question 12.

627 Formulaire CO p. 819 (12-25 ans pour délégation de service public, 5-7 ans pour contrat d'affermage). Réponse Dalkia du 13 juillet, reg. n° 13172, question 20 (16-24 ans) ; réponse Enertherm du 19 septembre 2006, reg. n° 17503, question 2b) (14 à 25 ans dans 6 appels d'offre depuis 2003) ; réponse Idex du 1 août 2006, reg. n° 14303 (14 appels d'offre depuis 2003 : de 14 à 24 ans, cette dernière durée étant valable dans 10 cas sur 14).

628 Voir aussi Avis n°98-A-18 du Conseil de la concurrence du 25 novembre 1998 relatif à une demande d'avis de la Fédération des industries mécaniques portant sur des questions de concurrence concernant le classement des réseaux de chaleur, BOCCRF N° 15 du 31 août 1999.

629 Réponse Dalkia du 13 juillet, reg. n° 13172, questions 29 & 30.

630 Memorandum de Veolia (Jones Day), page 12, reg. no. 11413 (version non-confidentielle).

631 Réponse des parties à la communication de griefs, paragraphe 742.

632 Réponse d.UEM (Usine d'Electricité de Metz ), reg. n° 13890, du 25 juillet 2006, question 2d : quartier de Bormy rebaptisé Metz-Est ; voir aussi http://www.uem-metz.fr/actualites/index.html des messages sur les travaux d'interconnexion des réseaux de chauffage urbain de Metz-Est et de Metz-Cité (ce dernier étant le réseau préexistant de l.UEM).

633 Ensemble des réponses d.UEM du 25 juillet 2006, reg. n° 13890 et du 10 juillet 2006, reg. n° 12940

634 Formulaire CO, page 785.

635 Reponse Dalkia du 13 juillet reg. n° 13172, question 8.

636 Réponses du 26 juillet 2006 de Dalkia, reg. n° 13986, Soccram, reg. n° 13939 et des parties reg. n° 13999.

637 Dalkia, SES-Elyo (Suez), Soccram (Thion-Ne Varietur), Cofathec-Coriance (GDF) et Idex. Voir ci-dessous au paragraphe 946.

638 Réponses des autorités locales au questionnaire du 4 juillet, questions 26-27 (reg. n° 14642, 14062, 13487, 13586, 13429, 12891). Réponses de Dalkia, reg. n° 13172, Soccram, reg. n° 12972 et Enertherm, reg. n° 12716, au questionnaire du 4 juillet, questions 20-21. Réponse de l.UEM du 25 juillet, reg. n° 13890, question I. Réponse des parties (reg. n° 13985&13999) du 26 juillet : tableau des appels d'offre connus des années 2003-2006. Le groupe Idex a participé à 14 appels d'offres depuis 2003 et en a remporté 2 (sur 12 procédures clôturées - 2 des 14 procédures étant encore en cours) : réponse Idex du 1er août 2006, reg. n° 14303, question 2. Confirmation dans la réponse d'Enerpart du 12 septembre 2006, reg. n° 17119.

639 Réponse Thion - Ne Varietur du 10 juillet, reg. n° 12972, question 23. Un exemple dans la réponse de Dalkia du 13 juillet 2006, reg. 13172, question 23 : participation sans succès de RWE et Amec Spie à l'appel d'offres en 2001 pour le réseau de chaleur de la Défense à Paris. Réponse Idex du 31 juillet 2006, reg. n ° 14210, questions 9 (" Les entreprises candidates sont actives au niveau national, parfois régional, et rarement non-françaises. "), 15 et 23

640 Formulaire CO, p. 820-821.

641 Gaz de France, Document de Référence 2005, p. 93, inclus dans lettre de de Thion-Ne Varietur du 12 juillet 2006 à la Commission , reg. n°. 13323.

642 Lettre de Thion-Ne Varietur du 12 juillet 2006 à la Commission , reg. n°. 13323, point 1.

643 Lettre de Thion-Ne Varietur à la Commission du 12 juillet 2006, reg. n°. 13323, point 2. Confirmé par réponse des parties du 18 septembre 2006, reg. n°. 17376.

644 Réponse des parties aux questions de la Commission du 8 juin 2006, question 6, A, p. 6.

645 Art. 4.1.a) de la convention ; réponse des parties aux questions de la Commission du 8 juin 2006, question 6, A, p. 6.

646 Annexe D, point (v); réponse des parties aux questions de la Commission du 8 juin 2006, question 6, A, p. 6.

647 Annexe D, point (vii); réponse des parties aux questions de la Commission du 8 juin 2006, question 6, A, p. 6.

648 Courriel du 8 juin 2006 de Thion à la Commission, reg n° 11058, point 2.

649 Art. 4.2 de la convention; réponse des parties aux questions de la Commission du 8 juin 2006, question 6, A, p. 6.

650 Art. 4.3 de la convention; réponse des parties aux questions de la Commission du 8 juin 2006, question 6, A, p. 7.

651 Art. 4.4 de la convention; réponse des parties aux questions de la Commission du 8 juin 2006, question 6, A, p. 6.

652 Rapport annuel 2003, p. 38 ; rapport annuel 2004, p. 42. Fourni par le Groupe Thion-Ne Varietur dans le document du 13 juillet 2006 reg. n° 13242.

653 Réponse des parties aux questions de la Commission du 8 juin 2006, question 6 de la Commission, pp. 7-8.

654 [...]*.

655 Article 3.1(a) du contrat d'obligations convertibles en actions du 17 août 2000, confirmé par les parties dans leur réponse du 15 septembre 2006, reg. n° 17376, question 3.

656 Réponses des parties du 15 septembre 2006, reg. n° 17376, question 3, et article 5(d) du protocole d'accord de 2000.

657 Courriel du groupe Thion du 24 juillet, reg. n° 13806: malgré plus de vingt demandes d'offres à d'autres fournisseurs de gaz, GDF n'a pu être évité que pour un seul réseau.

658 Dans le cas de Dalkia également, GDF est de loin le plus important fournisseur de gaz pour les réseaux de chaleur : note Jones Day pour Veolia Environnement du 23 mai 2006, reg. n° 11413, p. 28, sous 4.2.2. A.a.

659 Formulaire CO p. 818.

660 Tableau 1du formulaire CO p. 818, tableau 12 p. 799, tel qu.amendé pour exclure les régies dans la réponse des parties du 29.06.06, et en augmentant les nombres de réseaux de Soccram et d.Idex en accord avec les réponses de ces concurrents.

661 Réponse Soccram du 24 juillet, reg. n° 13806. Dans l'estimation des parties à laquelle référence est faite dans la note en bas de page 660, Soccram était crédité de 20 réseaux. Dans la réponse de Soccram du 18 septembre 2006, reg. n° 17497, ce groupe se crédite de 27 réseaux sur un total de 394 réseaux (comprenant les régies).

662 Selon la réponse de Dalkia du 22 septembre 20006, reg. n° 17813, cette société gère [environ 180] réseaux, soit [40-50%] du nombre total de réseaux qui est estimé à [environ 400].

663 Réponse d.Idex du 19 septembre 2006, enreg 17526, dernier onglet du tableau.

664 Ce nombre est la différence entre le total estimé (de 348 - voir note en bas de page 665 -) et les nombres de réseaux des opérateurs plus importants mentionnés plus haut dans le tableau.

665 Dans la réponse des parties à la communication de griefs, paragraphe 741, le nombre total de 330 est critiqué comme une erreur de calcul de la Commission, qui devrait être remplacé par 348. Pourtant, le nombre total de 330 a été soumis par les parties le 29.06.06 comme leur meilleur estimation. Il convient toutefois de souligner qu'un total de 348 ne changerait pas en substance l'analyse. Au vu du fait qu'il n'y a pas d'estimation émanant d'une instance neutre, un total de 348 est utilisé dans le tableau.

666 Exemple d'un nouveau contrat conclu à Metz pour une durée de 10 ans, pouvant être prolongé à 20 ans : réponse de l.UEM du 25 juillet, reg n° 13890, au questions du 20.07.06, question F.

667 Le cas de Massy, où la société Curma gère le réseau de chaleur pour une période de 1986 à 2014 : réponse du 24 juillet 2006 de Massy à l'enquête de la Commission, reg. n° 13783, question 20. Le cas de Saint-Denis, où une concession sans appel d'offres de 1956 a été prolongée par consultation directe (donc sans publicité) en 1986 avec échéance en 2013 : réponse du 7 juillet, reg. n° 12891, question 21.

668 Réponse des parties à la communication de griefs, paragraphe 743.

669 Dans la réponse des parties du 19 septembre, reg. n° 17567, le volume total du marché est calculé à 30.000 GWh. Les concurrents Dalkia (réponse du 20 septembre 2006, enreg 17623, version non-confidentielle du 22 septembre) et Soccram (réponse du 25 juillet, reg. n° 13850, et réponse du 14 septembre 2006, reg. n° 17458) estiment le volume total du marché à 24.000 GWh. Idex (réponse du 25 septembre 2006, enreg 17866) estime le volume total du marché à 23.000 GWh.

670 Réponses des opérateurs au questionnaire du 13 septembre 2006 : reg n° 17495 (parties), 17623 (Dalkia), 17526 (Idex ), 17497 (Soccram).

671 Formulaire CO p. 821.

672 http://enertherm.iota-online.com/15.html imprimé le 24.07.06.

673 Email d'Enerthem du 28/07/06, reg. n° 14069.

674 Réponse d'Enerpart du 19 septembre 2006, reg. n° 17503.

675 Ibid., plus fax d'Enerpart Groupe SEEM du 19 septembre 2006, reg. n° 17487.

676 Forme CO, page 821.

677 Réponse Idex du 31 juillet, reg. n° 14210, question 3.

678 Ci-dessus, note en bas de page 638.

679 Réponse Thion - Ne Varietur du 10 juillet, reg. n° 12972, question 23.

680 Lignes directrices sur l'appréciation horizontales au regard du règlement du Conseil relatif au contrôle des concentrations entre entreprises (2004/C31/03), paragraphe 17.

681 Formulaire CO p. 819.

682 Formulaire CO p. 820, avec référence aux décision M.3216 Oracle/Peoplesoft, M.2139 Bombardier/Adtranz et M.2816 Ernst & Young France / Andersen France.

683 Tableau remis par les parties le 26 juillet 2006, reg. n° 13999.

684 Points 39 et 40 dans le tableau remis par les parties le 26 juillet 2006, reg. n° 13999.

685 Réponse des parties à la demande de renseignements du 22 septembre 2006, question 5.

686 Il y a aussi eu une offre conjointe Elyo-Idex.

687 Réponse Thion - Ne Varietur du 26 juillet, reg. n° 13939.

688 Cp. ci-dessus au paragraphe 941.

689 Cour des Comptes, Rapport particulier sur les comptes et la gestion de COFATHEC, Exercices 1999 à 2002, p. 65, reg. n° 14309.

690 Lettre du Premier Président de la Cour des Comptes à Monsieur le Ministre de l'Economie, des Finances et de l'Industrie, daté 3 décembre 2004, page 2, reg. n° 14309.

691 Memorandum de Veolia (Jones Day), page 28, reg. no. 11413 (version non-confidentielle).

692 Réponse Thion - Ne Varietur du 10 juillet, reg. n° 12972, question 28.

693 Réponse Idex du 31 juillet 2006, reg. n° 14210, question 38, message de Soccram du 13 juillet 2006, élaboré dans une note de Soccram du 24 juillet 2006, reg. n° 13806.

694 Réponse Idex du 31 juillet 2006, reg. n° 14210, question 43.

695 Réponse des parties du 18 et 19 septembre 2006, reg. n° 17495 et 17567, question 2. Il s'agit de moins de 10 réseaux sur un total de 62 réseaux.

696 Ibid.

697 Réponse des parties du 20 septembre 2006, reg. n° 17624, question 6, ainsi que les tableaux concernant Cofathec Coriance et Cofathec Services en annexe de la réponse des parties du 19 septembre 2006, reg. n° 17567 (tous les réseaux concernés par un changement de fournisseur étant situés dans la zone d'équilibrage Nord).

698 Réponse de Dalkia du 03 août, reg. n° 14439, question 61.

699 Lettre de Veolia du 31 juillet, reg. n° 14387.

700 Courriel du groupe Thion du 24 juillet, reg. n° 13806.

701 Réponse des parties à la communication de griefs, paragraphe 791. Données reçues de différents fournisseurs en réponse à un questionnaire sur les appels d'offre, références ci-dessus note bas de page 638.

702 A part les réponses d'autres fournisseurs auxquelles fait référence la note bas de page 638, la réponse d'Enerpart du 19 septembre 2006, ainsi que le texte de l'article L.1411.5 du Code Général des Collectivités Territoriales (" l'autorité habilitée à signer la convention engage librement toute discussion utile avec une ou des entreprises ayant présenté une offre ").

703 Cf note bas de page 709.

704 Ibid.

705 Lettre citée à la note en bas de page 709, point 1.2.

706 Question 12 aux opérateurs : Réponse n° enreg 13200: couvre le département à partir de 3 sites différents - déplacement moyen 15 km ; réponse n° enreg 13044 : 7-10 km ; réponse non-confidentielle Gazhop, enreg n° 12984 : moyenne 15 km ; enreg n° 13088 réponse (technicien travaillant seul) : moyenne 8,5 km ; réponse n° enreg 13087 : 15 km.

707 Réponse n° enreg 13044, question 14 : 27-30% des coûts internes, 22-30% de la facturation au client concernent déplacement (transport + salaire technicien durant transport) ; réponse n° enreg 13200 à la même question 14 : 23,7 EUR facturé au client; réponse n° enreg 13087 : 13% des frais, 20% de la facturation.

708 Form CO p. 782-783.

709 Lettre du 25 juin 2002 autorisant l'acquisition de la société Domoservices par CGST-Save, BOCCRF n°2 du 12 mars 2004. Cette autorisation a été précédée par un engagement de CGST de céder 14 agences (Caen, Lorient, Rennes, Angers, Montargis, Blois, Bourges, Châtauroux, Poitiers, Niort, Valence, Grenoble, Montluçon et Nevers) avec tous leurs actifs corporels et incorporels afin de rééquilibrer la concurrence dans les départements où elle était affectée.

710 Form CO, tableau 10 à la p. 797.

711 Ibid.

712 Note en bas de page 709 ci-dessus.

713 Réponses enreg. N° 13200, questions 16, 17, 19, 21, 25.

714 Réponses n° enreg. 13088, question 17, 13087 question 19.

715 Réponses n° enreg. 12976 et 13115, question 19.

716 Réponses à la question 6, par exemple n° enreg 13670 (fournisseur en Belgique, jugeant pouvoir devenir actif en France endéans 6 mois), ainsi que les parties, réponse au questionnaire du 4 juillet 2006, question 18.

717 Réponse n° enreg 13773, question 6.

718 Réponse n° enreg 13599, question 6.

719 Réponse n° enreg. 14525, question 6 ; n° enreg. 14756 et 13936.

720 Réponse question 9 dans n° enreg 13917.

721 Ibid. Plus, pour la durée des contrats de maintenance, toutes les réponses.

722 Réponse Tunzini, n° enreg 13773, question 9. Même réponse de NFMC, n° enreg. 13936, question 18. (.No local personnel is required for installation. - literally personnel can be brought in from all over the world..)

723 Réponses complémentaires des parties du 3 juillet 2006, question 3, (i).

724 Voir ci-dessus au paragraphe 1022.

725 Calcul utilisant les estimations des parties ainsi que les données précises fournies par les trois principaux utilisateurs en France et par certains fournisseurs.

726 Les réponses d'autres acteurs estiment la part de Cofathec à 35 ou 30% du marché.

727 Réponse des parties à la question 19 du 4 juillet 2006, confirmée par réponse enreg. N° 13599 et n° 12982.

728 Réponse enreg. N° 12982.

729 Notification p. 777, avec référence à la décision M.2447 pour la distinction entre maintenance et installation.

730 Notification p. 777.

731 Réponse enreg. N° 16944, question 19.

732 Réponses au questionnaire concernant la maintenance multi-technique (segment industriel), question 15: enreg. N° 16714, 16791, 16944, 17324, 17494.

733 CO p 808-809, tableaux 21-22.

734 CO p. 808, tableau 21.

735 CO p. 808-809, tableau 22, tel que corrigé en réponse à la demande de renseignements du 25 août 2006. En additionnant les segments municipal (prépondérant) et industriel (qui est moins important).

736 CO p. 810-812, tableaux 25-30

737 CO p. 810-812, tableau 25.

738 CO p. 810-812, tableau 26.

739 CO p. 810, tableau 27.

740 CO p. 811, tableau 28.

741 CO p. 811, tableau 29.

742 CO p. 812, tableau 30.

743 Rapport annuel de l'Institut Luxembourgeois de Régulation, Luxembourg, août 2005, pages 22 et seq., reg. n°. 12983.

744 Rapport annuel de l'Institut Luxembourgeois de Régulation, Luxembourg, août 2005, pages 21, reg. n°. 12983.

745 L'activité de la fourniture est soumise à l'autorisation préalable du ministre ayant dans ses compétences l'énergie : Règlement grand-ducal du 19 mai 2003 relatif aux autorisation pour la fourniture de gaz naturel.

746 Observations des parties à la décision selon l'article 6(1)(c) du Règlement, page 54, réponse de l'Institut Luxembourgeois de Régulations du 10 juillet 2006, reg. n° 12983, page 3.

747 Réponse de l'Institut Luxembourgeois de Régulation du 10 juillet 2006, n° 12983.

748 Réponse de Ofgem du 2 août, reg. n° 14393, page 7.

749 Réponse de Ofgem du 2 août 2006, reg. n° 14393, page 15.

750 Réponse de Ofgem du 2 août 2006, reg. n° 14393, page 11.

751 Observations des parties sur la décision selon l'article 6(1)(c) du 7 juillet 2006, reg n° 12892, page 48.

752 Observations des parties sur la décision selon l'article 6(1)(c) du 7 juillet 2006, reg n° 12892, page 48.

753 Réponse de Ofgem du 2 août 2006, reg. n° 14393, page 16.

754 Réponse de Ofgem du 2 août 2006, reg. n° 14393, page 16.

755 Observations des parties sur la décision selon l'article 6(1)(c) du 7 juillet 2006, reg. n° 12892, page 48, réponse de Ofgem au questionnaire Phase II du 2 août, reg n° 14393, page 9, Ofgem, Winter 2006/2007 Consultation Update Document, July 2006, page 18 pour les importations totales à partir de l'Europe.

756 Observations des parties sur sur la décision selon l'article 6(1)(c) du 7 juillet 2006, reg. n° 12892, page 48 (pour les capacité réservée des parties), ainsi que réponse de Ofgem au questionnaire Phase II du 2 août, page 8 pour l'approvisionnement totale du Royaume-Uni, Ofgem, Winter 2006/2007 Consultation Update Document, July 2006, page 18 pour les importations totales à partir de l'Europe.

757 Ofgem, Winter 2006/2007 Consultation Update Document, July 2006, page 16, www.ofgem.gov.uk

758 Observations des parties sur la décision selon l'article 6(1)(c) du 7 juillet 2006, reg. n° 12892, page 48 et seq. ; réponse de Ofgem au questionnaire Phase II du 2 août, reg n° 14393, page 9

759 Standard Licence Condition 13, www.dti.gov.uk/files/fil29820.pdf (concernant les conditions qui s'appliques à l'Interconnector) ; Standard Licence Conditions (www.dti.gov.uk).

760 Voir paragraphes 224 et seq. de la communication des griefs du 18 août 2006.

761 M.3696 E.ON/MOL, paragraphe 620.

762 Décision M.4370 du 29 septembre 2006.

763 Ci-dessus concernant la Belgique et la France.

764 Ci-dessus concernant la Belgique.

765 Les détails de cette restructuration sont exposés infra.

766 Cf. Article 8, paragraphe 2, alinéa 1er du Règlement Concentrations et point 1 de la Communication de la Commission concernant les mesures correctives recevables conformément au règlement (CEE) n° 4064-89 du Conseil et au règlement (CE) n° 447-98 de la Commission, Journal officiel n° C 68 du 02/03/2001 p. 3.

767 Point 43 de la Communication précitée.

768 Point 7 de la Communication précitée.

769 Point 14 de la Communication précitée.

770 Point 15 de la Communication précitée.

771 Point 43 de la Communication précitée.

772 "Les statuts peuvent autoriser le conseil d'administration à déléguer ses pouvoirs de gestion à un comité de direction, sans que cette délégation puisse porter sur la politique générale de la société ou sur l'ensemble des actes réservés au conseil d'administration en vertu d'autres dispositions de la loi. Si un comité de direction est institué, le conseil d'administration est chargé de surveiller celui-ci. Le comité de direction se compose de plusieurs personnes, qu'ils soient administrateurs ou non. Les conditions de désignation des membres du comité de direction, leur révocation, leur rémunération, la durée de leur mission et le mode de fonctionnement du comité de direction, sont déterminés par les statuts ou, à défaut de clause statutaire, par le conseil d'administration. Les statuts peuvent conférer, à un ou plusieurs membres du comité de direction, le pouvoir de représenter la société, soit seuls, soit conjointement. L'instauration d'un comité de direction et la clause statutaire visée à l'alinéa 3, sont opposables aux tiers dans les conditions prévues par l'article 76. La publication contient une référence explicite au présent article. Les statuts ou une décision du conseil d'administration peuvent apporter des restrictions au pouvoir de gestion qui peuvent être délégués en application de l'alinéa 1er. Ces restrictions, de même que la répartition éventuelle des tâches que les membres du comité de direction auraient convenus, ne sont pas opposables aux tiers, même si elles ont été publiées"

773 Conformément à l'article 8§2 de la loi du 12 avril 1965 relative au transport des produits gazeux et autres par canalisations

774 Ceci couvrira également la gestion des capacités actuellement logées en Distrigaz & Co et en Segeo.

775 JOCE L24 du 29 janvier 2004, p. 1.

776 JOCE C68 du 2 mars 2001, p. 3.

777 Programmes gas releases, etc.

778 La Société Distrigaz, signataire des accords SEGEO, a changé de dénomination sociale suite à l'opération de scission partielle avec constitution d'une société nouvelle et est, depuis le 1er décembre 2001, dénommée FLUXYS. Dans la suite de cette annexe il sera fait référence à Fluxys.

779 Règlement (CE) N° 802-2004 de la Commission concernant la mise en œuvre du règlement n° 139-2004 du Conseil relatif au contrôle des concentrations entre entreprises, JO L 133/1, 30.4.2004.

Annexe 1 : Marché de négoce d'électricité

Ces tableaux résument les réponses à la question 25(f) du questionnaire (potential) electricity competitors

Affaire Gaz de France / Suez - COMP/M.4180

ENGAGEMENTS AUPRÈS DE LA COMMISSION EUROPÉENNE

Réitération des engagements du 13 octobre 2006

Conformément à l'article 8 (2) du Règlement (CE) n° 139-2004 du 20 janvier 2004 relatif au contrôle des concentrations entre entreprises (le " Règlement Concentration ") (775), Gaz de France et Suez présentent les engagements suivants (les " Engagements ") pour permettre à la Commission européenne (la " Commission ") de déclarer la fusion de Gaz de France et de Suez (l'" Opération ", Gaz de France et Suez ensemble désignés les " Parties ") compatible avec le Marché commun et avec l'accord EEA par décision prise en vertu de l'article 8 (2) du Règlement Concentration (la " Décision ").

Ces Engagements entreront en vigueur le jour de la réception de la Décision de la Commission déclarant l'Opération compatible avec le Marché commun sur la base de l'article 8 (2) du Règlement Concentration.

Les termes utilisés ci-après, lorsqu'ils ne sont pas spécifiquement définis ou si le contexte ne permet pas d'en déduire le sens, doivent être interprétés conformément à la Décision à laquelle les Engagements sont attachés, aux principes du droit communautaire et à la Communication de la Commission concernant les mesures correctives recevables conformément au Règlement Concentration et au Règlement (CE) n° 447-98 de la Commission (776).

Si l'Opération est abandonnée, abrogée, non autorisée par une autorité gouvernementale compétente ou n'est pas mise en œuvre pour quelque raison que ce soit, les Engagements seront automatiquement caducs et n'auront pas à être mis en œuvre.

Section A. Définitions

Dans le cadre de ces Engagements, les termes ci-dessous auront les significations suivantes :

Acheminement : désigne la prestation fournie par le transporteur gazier à l'Expéditeur.

Acquéreur : entité approuvée par la Commission en tant qu'acquéreur du ou des Sociétés soumises à Désinvestissement conformément à la Section C ci-dessous.

Administrateur Provisoire (" Hold Separate Manager "): personne nommée parmi le Personnel Clef au sein Distrigaz et de Cofathec Coriance, responsable, sous la supervision du Mandataire Contrôlant les Engagements, de la gestion quotidienne des sociétés visées jusqu'à sa cession à un Acquéreur.

Bulletin Board : espace destiné à favoriser les échanges de capacités d'accès à une infrastructure sur le marché secondaire entre les clients (ou futurs clients). Cet outil permet à toute société, cliente ou future cliente, d'afficher une offre de cession/acquisition de capacités d'accès à cette infrastructure pour trouver une contrepartie intéressée.

Closing : transfert au bénéfice de l'Acquéreur du (des) titre(s) légal (légaux) des Sociétés soumises à Désinvestissement.

Contrats d'Approvisionnement : contrats de fourniture de gaz de Distrigaz (tel que décrit en

Annexe 1) à l'Entité Fusionnée.

CRE : Commission de Régulation de l'Energie.

CREG : Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz.

Date effective : date de la Décision.

Entité fusionnée : groupe résultant de la fusion de Gaz de France et de Suez.

Expéditeurs (autrement appelé en anglais " shippers ") : désigne l'ensemble des affréteurs actuels et potentiels des Parties, y compris les filiales ou entités de négoce des Parties.

Filiales : entreprises contrôlées par les Parties, la notion de contrôle étant interprétée conformément à l'article 3 du Règlement Concentration et à la Communication de la Commission concernant la notion de concentration au sens du Règlement Concentration.

Gaz H : le gaz H correspond au gaz à haut pouvoir calorifique.

Gaz B : le gaz B correspond au gaz à bas pouvoir calorifique, autrement dénommé gaz L en anglais.

Gaz de France : Gaz de France est une société anonyme au capital de 983 871 988 d'euro, ayant son siège à Paris 17ème, 23 rue Philibert Delorme, immatriculée au Registre du Commerce et des Sociétés de Paris sous le n° B 542 107 651.

GNL : Gaz naturel liquéfié.

Infrastructures gazières : installations nécessaires à l'acheminement du gaz à l'intérieur d'un territoire (transport) ou à travers un territoire (transit), au stockage du gaz et à la réception, au stockage et à la regazéification du GNL.

Mandataire(s) : désigne à la fois le Mandataire Contrôlant les Engagements et le Mandataire chargé des Désinvestissements.

Mandataire chargé des Désinvestissements : la ou les personnes(s) physique(s) ou morale(s), indépendante(s) des Parties, approuvée(s) par la Commission et désignée(s) par les Parties et qui a (ont) reçu de ces dernières le mandat irrévocable et exclusif de mener à bien les désinvestissements des Sociétés soumises à Désinvestissement [...]*.

Mandataire Contrôlant les Engagements : la ou les personnes(s) physique(s) ou morale(s), indépendante(s) des Parties, approuvé(s) par la Commission et désigné(s) par les Parties et qui est (sont) chargée(s) de vérifier que les Parties respectent les conditions et obligations posées par la Décision et chargé, en particulier, de suivre les efforts des Parties en vue de trouver un Acquéreur potentiel au cours de la Période Initiale de Désinvestissement.

Période de désinvestissement du Mandataire : période de [...]* commençant à la date d'expiration de la Période Initiale de Désinvestissement au cours de laquelle le Mandataire chargé des Désinvestissements dispose d'un mandat irrévocable et exclusif de mener à bien le désinvestissement d'une ou plusieurs Sociétés soumises à Désinvestissement.

Période Initiale de Désinvestissement : période de [...]* à partir de la Date Effective pendant laquelle les Parties peuvent elles-mêmes mener à bien le désinvestissement de leur participation dans les Sociétés Distrigaz, SPE, SEGEO, Cofathec Coriance (à l'exclusion de sa participation dans les sociétés exploitant les réseaux de froid), le désinvestissement des réseaux de chaleur exploités par Cofathec Services, et la restructuration du capital de Fluxys, avant de fournir un mandat dans ce but au Mandataire chargé des Désinvestissements.

Personnel : tout le personnel actuellement employé par les Sociétés soumises à Désinvestissement, y compris le Personnel Clef.

Personnel Clef : l'ensemble des employés nécessaires au maintien de la viabilité et de la compétitivité des Sociétés soumises à Désinvestissement.

Sociétés soumises à Désinvestissement : les sociétés Distrigaz, SPE, SEGEO, Cofathec Coriance, (à l'exclusion de sa participation dans les sociétés exploitant les réseaux de froid) et les réseaux de chaleur exploités par Cofathec Services. La structure juridique et fonctionnelle des Sociétés soumises à Désinvestissement est décrite dans les Annexes 1, 2, 3, 4 et 4 bis. Les Sociétés soumises à Désinvestissement décrites plus en détail dans les Annexes 1, 2, 3, 4 et 4 bis incluent :

(a) tous les actifs tangibles et intangibles (en ce compris les droits de propriété intellectuelle), qui contribuent à leur fonctionnement actuel ou sont nécessaires pour assurer leur viabilité et leur compétitivité ;

(b) touts les licences, permis et autorisations émis par toute autorité gouvernementale au profit des Sociétés soumises à Désinvestissement ;

(c) toutes les réservations de capacités de transport, de transit, de distribution, dans les interconnectors, et d'accès aux autres infrastructures gazières faites par Distrigaz et par SPE ;

(d) tous les contrats, baux, engagements et commandes de clients des sociétés soumises à désinvestissement ;

(e) tous les customer records, credit records et autres rapports des Sociétés soumises à Désinvestissement (les éléments mentionnés aux points (a) à (e) sont ci-après collectivement désignés par le terme Actifs) ;

(f) le Personnel.

Stockage : désigne les installations détenues et/ou exploitées par les Parties pour le stockage souterrain de gaz naturel (à l'exclusion des installations exclusivement réservées aux gestionnaires de réseaux de transport dans l'accomplissement de leur tâche), ainsi que les services d'injection, de soutirage et de stockage de gaz.

Suez : Suez est une société anonyme au capital de 2.542.112.118 euro, ayant son siège à Paris 8ème, 16 rue de la Ville l.Évêque - 75008 Paris, immatriculée au Registre du Commerce et des Sociétés de Paris sous le n° 542 062 559.

Section B. Description générale des Engagements

1 Afin de répondre aux problèmes de concurrence engendrés par l'Opération et identifiés par la Commission, les Parties prennent les Engagements suivants relatifs à la fourniture de gaz en Belgique et en France, à la fourniture d'électricité en Belgique et aux réseaux de chaleur en France. Les Parties proposent en outre un ensemble d'Engagements liés aux infrastructures qui permettent d'accroître la liquidité des marchés et l'efficacité de la concurrence sur les marchés français et belge.

B.I. Fourniture de Gaz en Belgique et en France

2 Les Parties s'engagent à céder la participation détenue par le groupe Suez dans le capital de Distrigaz dans les conditions définies ci-dessous (Section C.II.1).

3 Les Parties s'engagent également à céder la participation contrôlante de 50% détenue par Gaz de France dans Segebel (société titulaire d'une participation contrôlante de 51% dans la SPE), ainsi que les droits qui y sont attachés (voir Section C.II.4 ciapr ès). Gaz de France s'engage également à céder sa participation de 25% dans SEGEO à Fluxys (voir Section C.II.5 ci-après).

4 Les Parties s'engagent à ne pas contrôler Fluxys s.a. ni en droit ni en fait.

5 Les Parties s'engagent en outre sur un ensemble de mesures liées aux infrastructures de gaz en Belgique et en France, qui permettent d'accélérer la fluidité des marchés et l'efficacité de la concurrence sur les marchés français et belge (Voir Section D ciapr ès).

B.II. Marchés de l'électricité en Belgique

6 Comme indiqué ci-dessous, les Parties s'engagent à céder le contrôle que Gaz de France détient dans la SPE (Voir Section C.II.4 ci-après).

B.III. Réseaux de chaleur en France

7 Les parties s'engagent à céder Cofathec Coriance (à l'exclusion de sa participation dans les sociétés exploitant les réseaux de froid) et les réseaux de chaleur exploités par Cofathec Services (Voir Section C.II.6 ci-après).

Section C. Sociétés soumises à désinvestissements

C.I. Obligation des Parties

8 Afin de répondre aux problèmes de concurrence engendrés par l'Opération, les Parties s'engagent à transférer leurs participations dans les Sociétés soumises à Désinvestissement au bénéfice d'un ou plusieurs Acquéreurs avant la fin de la Période de Désinvestissement du Mandataire, aux termes d'accords approuvés par la Commission conformément à la procédure décrite ci-dessous.

9 Afin de mener à bien les Engagements, les Parties s'engagent en particulier à trouver un ou plusieurs Acquéreurs et à conclure un ou plusieurs accords contraignants définitifs par lesquels elles transféreront leurs participations dans les Sociétés soumises à Désinvestissement au cours de la Période Initiale de Désinvestissement.

10 Dans le cas où les Parties n'auraient pas conclu ou fait conclure un tel accord au terme de la Période Initiale de Désinvestissement, elles donneront au Mandataire chargé des Désinvestissements un mandat exclusif en vue de procéder aux désinvestissements conformément à la procédure décrite aux paragraphes 98 et 99 au cours de la Période de Désinvestissement du Mandataire.

11 Afin de préserver l'effet structurel des Engagements, les Parties ne pourront, pendant une période de [...]* à partir de la Date Effective, acquérir une influence directe ou indirecte sur tout ou partie des Sociétés soumises à Désinvestissement, sauf si la Commission considère que la structure du marché a entre-temps évolué d'une façon telle que l'absence d'influence des Parties sur les Sociétés soumises à Désinvestissement n'est plus nécessaire pour rendre la concentration compatible avec le Marché commun.

12 Les Parties seront réputées avoir rempli l'Engagement de la présente Section C si, à la fin de la Période de Désinvestissement du Mandataire et pour chacune des Sociétés soumises à Désinvestissement :

(i) les Parties ont conclu un accord contraignant et définitif ; et

(ii) la Commission a approuvé l'Acquéreur et les termes de l'accord en question conformément à la procédure décrite aux paragraphes 49 et 50 ci-dessous ; et

(iii) le Closing a eu lieu dans les [...]* après la date d'approbation de l'Acquéreur et des termes de l'accord par la Commission (quand bien même cette période de [...]* se terminerait après la Période de Désinvestissement du Mandataire).

C.II. Description des Sociétés soumises à Désinvestissement

C.II.1 Cession de Distrigaz

13 Les Parties s'engagent à céder à un tiers la participation détenue par le groupe Suez dans le capital de Distrigaz.

14 Pourront être préalablement apportés à une société de l'Entité Fusionnée les actifs suivants, qui sont actuellement détenus par Distrigaz :

la participation de 16,41% dans Interconnector UK Ltd ;

le méthanier Methania et la participation de 49% dans le méthanier Berge Boston.

15 Une description de Distrigaz est fournie en Annexe 1.

C.II.2 Approvisionnement de l'Entité Fusionnée par Distrigaz

16 Préalablement à la cession de Distrigaz, mais après la nomination de l'Administrateur Provisoire et sous la supervision du Mandataire Contrôlant les Engagements, l'Entité Fusionnée conclura un contrat ou un ensemble de contrats d'approvisionnement avec Distrigaz, destiné(s) à couvrir une partie des besoins des centrales d'Electrabel et de Electrabel Customer Solution (ci-après " ECS ") en Belgique (ci-après le ou les " Contrats d'Approvisionnement ").

17 Les quantités proviennent :

des contrats existants conclus entre Distrigaz d'une part et [...]*, [...]*, [...]* et [...]* d'autre part pour l'approvisionnement de centrales électriques (ci-après les " Contrats C1 "),

de l'ensemble des contrats d'importation à terme de Distrigaz en excluant les achats spot conclus à la Date Effective (ci-après les " Contrats C2 ", et respectivement " Contrats C2-H " en gaz H et " Contrats C2-B " en gaz B) servant à l'approvisionnement des besoins de ECS.

18 Les quantités correspondent à :

[90-100%]* (comme actuellement) des quantités contractuelles des Contrats C1 (en [...]*, soit [20-30]* TWh) ;

jusqu'à [...]* une fraction FH de [30-40%]* des Contrats C2-H (soit [20-30]* TWh), et une fraction FB de [40-50%]* du Contrat C2-B (soit [20-30]* TWh). Les fractions FH et FB seront diminuées suivant l'application du second point du paragraphe ci-dessous.

19 Pour les années suivantes, le volume fourni par Distrigaz à l'Entité Fusionnée au titre des Contrats d'Approvisionnement mentionné au deuxième point du paragraphe 18 ci-dessus ([20-30]* TWh de gaz H et [20-30]* TWh de gaz L) diminuera, pour le gaz H et le gaz L respectivement, en fonction des principes suivants :

les volumes indiqués ci-dessus diminueront parallèlement à la baisse des volumes des Contrats C2 ;

et de surcroît, les volumes indiqués ci-dessus diminueront proportionnellement à la baisse des ventes d'ECS sur le marché de la fourniture de gaz aux clients de la distribution publique. La diminution pour l'année N sera calculée en fonction des données en volume fournies par Fluxys, sous contrôle de la CREG, pour l'année N-1. La Commission pourra, à tout moment, vérifier les données sur la base desquelles la réduction des volumes aura été calculée.

20 Le dispositif contractuel est le suivant :

pour chaque contrat d'importation de Distrigaz des groupes de Contrats C1, C2-H et C2-B (collectivement les Contrats Amont), un contrat " miroir " ou back to back (Contrat Aval) est conclu entre Distrigaz et l'Entité Fusionnée ;

initialement, ce Contrat Aval correspond respectivement à [90-100%]* des quantités du Contrat C1 et une fraction FH de [30-40%]* et FB de [40-50%]* des quantités du Contrat Amont correspondant ;

les obligations respectives des Parties, et notamment les flexibilités, au titre du Contrat Aval sont le reflet de celles du Contrat Amont ;

la formule de prix du Contrat Aval est égale à tout moment à la formule de prix du Contrat Amont augmenté de la marge mentionnée ci-après;

les Parties assureront à Distrigaz une marge, pour l'ensemble des quantités livrées, garantissant sa compétitivité et sa viabilité; cette marge sera d'au moins [0-5]* Euro/MWh.

le point de livraison du Contrat Aval est celui du Contrat Amont correspondant.

21 Les Parties s'engagent, pendant la durée des Contrats d'Approvisionnement, à céder à Distrigaz, à tout moment, les capacités de stockage en Belgique (telles que définies par la réglementation en vigueur) et les volumes stockés correspondants, afférents à tout client existant de la distribution publique de ECS en Belgique qui serait acquis par Distrigaz ou un de ses clients. Le prix des volumes de gaz ainsi cédés sera égal au coût du gaz injecté pendant la précédente saison d'injection (c'est-à-dire d'avril à octobre) - ou, en cas de cession au cours d'une saison d'injection, au coût du gaz injecté pendant cette saison - majoré des coûts de transport et d'injection du gaz stocké, et des coûts du maintien en stock. Ces coûts s'entendent des coûts variables, des coûts spécifiques liés à l'opération de cession, et d'une partie des coûts fixes calculée au pro rata des volumes cédés. Pour les capacités, le prix appliqué sera le tarif appliqué par Fluxys.

22 La durée des Contrats Aval " miroir " des Contrats Amont C1, sera similaire à celle des Contrats Amont C1. La durée des Contrats Aval " miroir " des contrats C2-H et C2-B sera de [...]*.

23 Le ou les contrats d'approvisionnement entreront en vigueur à la date de cession de Distrigaz.

24 L'Entité fusionnée pourra choisir de mettre unilatéralement un terme, le 1er octobre de chaque année, à tout ou partie de ces Contrats d'Approvisionnement, sous réserve de respecter un préavis minimum de six (6) mois.

25 Les Parties s'engagent à ce que le remplacement de [90-100%]* des Contrats C1 par les Contrats d'Approvisionnement dans les conditions décrites au paragraphe 16 et/ou le transfert de [90-100%]* des Contrats C1 à l'occasion de l'exercice de l'option dans les conditions définies aux paragraphes 26 et 27 ci-dessous n'affecte pas les conditions économiques existant entre Distrigaz et SPE en vertu des Contrats C1 au moment du remplacement ou du transfert.

C.II.3. Options sur les contrats d'importation conclus, pour les besoins des centrales d'Electrabel en Belgique, entre Distrigaz et [...]*.

26 Les Parties assortiront la cession de Distrigaz de la possibilité d'imposer à Distrigaz et à son repreneur de prendre toutes les mesures nécessaires pour faciliter le transfert, dans les conditions contractuelles prévues, des contrats passés avec [...]* pour un volume total de 20 TWh. Il ressort des stipulations de ces contrats qu'ils sont [...]*. Ces contrats, qui expirent en [...]*, sont d'ailleurs reflétés dans un contrat back to back conclu entre Distrigaz et Electrabel, qui expire à la même date.

27 En cas de mise en œuvre de l'option décrite au paragraphe 26, les volumes fournis au titre des Contrats d'Approvisionnement seront réduits de [90-100%]* des quantités contractuelles des Contrats C1 transférés. L'option mentionnée au paragraphe 26 devra être exercée au plus tard [...]*.

C.II.4 Cession de la participation dans SPE

28 La SPE est une société de droit belge active sur les marchés gaziers et électriques en Belgique, elle est actuellement conjointement contrôlée par Gaz de France et Centrica. Gaz de France s'engage à céder sa participation de 50% dans le capital de Segebel, société elle-même titulaire d'une participation de 51% dans le capital de la SPE.

29 Une description de SPE est fournie en Annexe 2.

C.II.5 Cession de la participation dans SEGEO

30 SEGEO (Société Européenne du Gazoduc Est-Ouest) est une société de droit belge active sur le marché du transport/transit de gaz naturel en Belgique. Ses actionnaires actuels sont Fluxys (75%) et Gaz de France (25%). SEGEO a été créée suite à l'accord passé entre Gaz de France et Fluxys (dont l'ancienne raison sociale était Distrigaz avant la scission de cette société et la création de l'actuelle Distrigaz), le 25 avril 1975 pour la construction d'un gazoduc qui traverse la Belgique dans sa largeur de s'Gravenvoeren à Blaregnies (gazoduc SEGEO). Elle est propriétaire du gazoduc SEGEO et titulaire d'une autorisation ministérielle pour ses activités de transit de gaz. Fluxys et Segeo sont responsables de la réalisation de l'entretien des installations nécessaires au transport de gaz via le gazoduc SEGEO et SEGEO a confié à Fluxys l'exploitation technique et commerciale du gazoduc (SEGEO restant exploitant commercial des capacités historiques de transit).

31 Les Parties s'engagent à céder la participation de Gaz de France au sein de SEGEO, ainsi que l'ensemble des droits de vote attachés à cette participation, à Fluxys. Ce dernier deviendra donc l'unique actionnaire de SEGEO et disposera sur cette dernière d'un contrôle exclusif.

32 Une description de SEGEO est fournie en Annexe 3.

C.II.6 Cession de Cofathec Coriance et des réseaux de chaleur de Cofathec Services 33 Cofathec Coriance est une société de droit français détenue à 100% par la société Cofathec, filiale de Gaz de France. Cofathec Coriance est active sur le marché des réseaux de chaleur ainsi que sur le marché des réseaux de froid, à travers sa participation de 50% dans le capital de la société Climespace. Cofathec Services exerce diverses activités dans le domaine des services énergétiques et exploite en particulier cinq réseaux de chaleur en France.

34 Les Parties s'engagent à céder (i) Cofathec Coriance et l'ensemble des éléments constituant son fonds de commerce en ce compris l'ensemble de son personnel et l'ensemble de ses contrats, à l'exclusion de sa participation dans les réseaux de froid (Climespace, gestionnaire du réseau de froid de la ville de Paris et SESAS, gestionnaire du réseau de froid du Stade de France) et (ii) les cinq réseaux de chaleur exploités par Cofathec Services, ainsi que le personnel attaché à l'exploitation de ces réseaux.

35 Une description de Cofathec Coriance et de l'activité de réseaux de chaleur de Cofathec Services est fournie aux Annexes 4 et 4 bis.

C.III Modalités communes aux Sociétés soumises à Désinvestissement

C.III.1 Préservation de la viabilité, de la valeur et de la compétitivité des Activités soumises à Désinvestissement

36 Les Parties s'engagent à préserver jusqu'au Closing la viabilité économique, la valeur marchande et la compétitivité de chaque Société soumise à Désinvestissement, conformément aux bonnes pratiques commerciales et à la pratique normale des affaires dans le secteur concerné. Les Parties s'engagent également à réduire le risque de perte de compétitivité de chaque Société soumise à Désinvestissement. En particulier, jusqu'au Closing, les Parties s'engagent à :

(i) ne pas se rendre responsable d'actes qui produiraient un effet négatif significatif sur la valeur ou la compétitivité de chaque Société soumise à Désinvestissement ; et

(ii) mettre à disposition de chaque Société soumise à Désinvestissement, dont elles détiennent le contrôle exclusif, les ressources suffisantes nécessaires à son développement, sur la base et dans la continuité des plans d'entreprise existants pour chaque Société soumise à Désinvestissement ;

(iii) prendre, pour la cession des Sociétés soumises à Désinvestissement dont elles détiennent le contrôle exclusif, les mesures nécessaires, notamment pas le biais d'une incitation financière, pour encourager le Personnel Clef à rester au sein des Sociétés soumises à Désinvestissement et/ou à accepter de les rejoindre.

C.III.2 Séparation des Activités soumises à Désinvestissement et des Activités

Conservées par les Parties

37 Les Parties s'engagent, à partir de la Date Effective et jusqu'au Closing respectif de chaque Engagement, à garder séparées les Sociétés ou activités soumises à Désinvestissement des autres sociétés des Parties et à s'assurer que le Personnel Clef des Sociétés soumises à Désinvestissement qui serait transféré ne soit plus impliqué dans les sociétés et activités conservées et réciproquement. Les Parties s'engagent aussi à ce que ce Personnel Clef n'ait pas à rendre de compte à des personnes qui font partie des sociétés et activités conservées.

38 Les Parties s'engagent, jusqu'au Closing, à porter assistance au Mandataire Contrôlant les Engagements afin de lui permettre de vérifier que les Sociétés soumises à Désinvestissement sont gérées comme des entités distinctes pouvant être transférées séparément des sociétés et activités conservées.

39 Dans ce but, le Mandataire Contrôlant les Engagements exercera les droits attachés aux actions des Sociétés soumises à Désinvestissement (sauf en ce qui concerne les droits à dividendes avant le Closing), avec pour mission d'agir dans le meilleur intérêt des Sociétés soumises à Désinvestissement, sur une base indépendante et avec pour objectif de permettre la bonne réalisation des Engagements. Par ailleurs, le Mandataire Contrôlant les Engagements pourra nommer les membres des instances dirigeantes des Sociétés soumises à Désinvestissements, qui auraient été nommées par les Parties et qui devraient être remplacés.

40 Dans le but de garantir que SPE est géré en tant qu'entité séparée, le Mandataire Contrôlant les Engagements exercera les droits attachés aux actions de Segebel (sauf en ce qui concerne les droits à dividendes avant le Closing), avec pour mission d'agir dans le meilleur intérêt de SPE, sur une base indépendante et avec pour objectif de permettre la bonne réalisation des Engagements. Par ailleurs, le Mandataire Contrôlant les Engagements pourra nommer les membres des instances dirigeantes qui auraient été nommés par les Parties et qui devraient être remplacés. A la demande du Mandataire Contrôlant les Engagements, les Parties mettront fin à leurs fonctions de membres des conseils d'administration ou feront en sorte que ces membres cessent leurs fonctions.

41 Dans les deux paragraphes précédents, il est entendu que les Parties conserveront un accès aux informations nécessaires à la cession des Sociétés Soumises à Désinvestissement.

C.III.3 Nomination d'un Administrateur Provisoire (" Hold Separate Manager ")

42 Les Parties nommeront, dès la Date Effective, un Administrateur Provisoire parmi le Personnel Clef identifié respectivement chez Distrigaz et Cofathec Coriance. L'Administrateur Provisoire sera responsable de la gestion quotidienne de respectivement Distrigaz et Cofathec Coriance, sous le contrôle du Mandataire Contrôlant les Engagements. L'Administrateur Provisoire devra gérer respectivement Distrigaz et Cofathec Coriance de façon indépendante et dans le meilleur intérêt de ces deux sociétés en vue de garantir la préservation de la viabilité économique, la négociabilité, la compétitivité et l'autonomie de respectivement Distrigaz et Cofathec Coriance par rapport aux autres activités des Parties.

43 L'Administrateur Provisoire devra disposer de l'expertise nécessaire pour gérer les Sociétés soumises à Désinvestissement. Il pourra recevoir des instructions du Mandataire Contrôlant les Engagements, ce dernier pouvant mettre fin aux fonctions de l'Administrateur Provisoire s'il n'agit pas conformément aux engagements ou met en péril leur bonne mise en œuvre dans les délais requis. Dans cette hypothèse, si un nouvel Administrateur Provisoire est nommé, sa nomination devra être approuvée par le Mandataire Contrôlant les Engagements.

C.III.4 Restriction d'accès aux informations

44 Les Parties mettront en place les mesures nécessaires pour éviter la divulgation d'informations confidentielles concernant les Sociétés soumises à Désinvestissement au sein des Parties ou auprès de tiers, à l'exception des informations nécessaires à la cession des Sociétés soumises à Désinvestissement dans les meilleures conditions en conformité avec les Engagements.

C.III.5 Non-sollicitation du personnel

45 Les Parties s'engagent, sous réserve des limites d'usage, à ne pas solliciter ou débaucher, et à s'assurer que leurs Filiales ne sollicitent pas et ne débauchent pas le personnel transféré avec les Sociétés soumises à Désinvestissement, ce pendant un délai de [...]* après le Closing.

C.III.6 Due Diligence

46 Dans le but de permettre aux Acquéreurs potentiels de mener à bien une due diligence adéquate des Sociétés soumises à Désinvestissement, sous réserve des précautions d'usage en matière de confidentialité et en fonction de l'avancement du processus de cession, les Parties :

- fourniront aux Acquéreurs potentiels des informations suffisantes concernant les Sociétés soumises à Désinvestissement ;

- fourniront aux Acquéreurs potentiels des informations suffisantes sur le Personnel et lui offriront un accès adéquat audit Personnel.

C.III.7 Établissement de rapports

47 Les Parties soumettront à la Commission et au Mandataire Contrôlant les Engagements des rapports confidentiels rédigés en français concernant les Acquéreurs potentiels de chacune des Sociétés soumises à Désinvestissement ainsi que des informations sur l'évolution des négociations avec ces Acquéreurs potentiels, au plus tard dix (10) jours après la fin de chaque mois suivant la Date Effective ou, le cas échéant, à la demande de la Commission. Les Parties transmettront à la Commission et au Mandataire Contrôlant les Engagements un rapport annuel contenant les données annuelles sur l'évolution des ventes de ECS visées au deuxième point du paragraphe 20.

48 Les Parties informeront la Commission et le Mandataire Contrôlant les Engagements de la préparation de la documentation de " data room " ainsi que de l'état d'avancement de la procédure de " due diligence " pour chacune des Sociétés soumises à Désinvestissement. Les Parties soumettront par ailleurs une copie des mémoranda d'information à la Commission et au Mandataire Contrôlant les Engagements avant leur transmission aux acquéreurs potentiels.

C.III.8 Acquéreurs

49 Le choix de l'Acquéreur ainsi que l'accord contraignant et définitif seront, pour chaque Société soumise à Désinvestissement, subordonnés à l'approbation de la Commission (à l'exception de la participation de Gaz de France dans SEGEO et de Distrigaz & Co, qui seront cédés à Fluxys). Afin de recevoir l'approbation de la Commission, chaque Acquéreur devra :

(iv) être indépendant des Parties et ne présenter aucun lien capitalistique avec elles (à l'exception des entreprises communes locales d'une importance marginale) ;

(v) posséder des ressources financières, des compétences confirmées dans le secteur énergétique et la motivation nécessaire pour pouvoir préserver et développer la capacité des Sociétés soumises à Désinvestissement à concurrencer activement et efficacement les Parties et les autres acteurs du secteur concerné ; de surcroît, en ce qui concerne l'Acquéreur de Distrigaz, il devra posséder des compétences confirmées dans le secteur énergétique, en particulier dans la fourniture des produits énergétiques à la clientèle finale, et la motivation nécessaire pour pouvoir préserver et développer la capacité de Distrigaz à concurrencer activement et efficacement les Parties et les autres acteurs du secteur concerné en Belgique et en France ; et

(vi) ne pas être susceptible, à la lumière des informations à la disposition de la Commission, de donner lieu à de nouveaux problèmes de concurrence prima facie ni entraîner de risque de retard dans la mise en œuvre des Engagements prévus à la Section C. Il devra aussi être raisonnablement susceptible d'obtenir toutes les approbations nécessaires des autorités réglementaires compétentes pour acquérir les Sociétés soumises à Désinvestissement. Les critères mentionnés aux points (i) à (iii) ci-dessus concernant l'Acquéreur sont ciapr ès dénommés " Critères de sélection de l'Acquéreur ".

50 L'accord final de cession de chacune des Sociétés soumises à Désinvestissement devra être conditionné à l'agrément de la Commission. Lorsque les Parties auront trouvé un accord avec un acquéreur potentiel, elles soumettront à la Commission et au Mandataire Contrôlant les Engagements une proposition motivée accompagnée d'une copie de l'accord final. Les Parties doivent être en mesure de démontrer à la Commission que l'acquéreur potentiel satisfait aux Critères de sélection de l'Acquéreur et que le transfert des Sociétés soumises à Désinvestissement se fait dans le respect des Engagements. La Commission se prononcera sur l'agrément de l'acquéreur potentiel et du contrat final après la date de soumission de la proposition et de la réception des informations complètes permettant à la Commission de se prononcer. La Commission pourra approuver la vente des Sociétés Soumises à Désinvestissement sans que celles-ci ne comprennent une parties des Actifs ou du Personnel si cela n'affecte pas la viabilité et la compétitivité des Sociétés soumises à Désinvestissement après leur cession, en tenant compte de l'Acquéreur proposé.

Section D. Engagements sur les infrastructures

D.I. Engagements sur les infrastructures en Belgique

51 Dans la mesure où son accord est nécessaire, Publigaz [...]*. En l'absence d'accord de Publigaz, [...]*.

D.I.1 Actionnariat et gouvernance de Fluxys

(i) Fluxys s.a.

(a) Gestion des infrastructures

52 Les Parties proposeront au ministre fédéral en charge de l'énergie, conformément à l'article 8§2 de la loi du 12 avril 1965 relative au transport des produits gazeux et autres par canalisations, la nomination de Fluxys s.a. comme gestionnaire unique (i) du réseau de transport/transit, (ii) des installations de stockage et (iii) du terminal GNL. Ceci couvrira également la gestion des capacités actuellement logées en Distrigaz & Co et en Segeo.

(b) Actionnariat

53 L'Entité Fusionnée et Publigaz détiendront chacun une participation identique en Fluxys s.a. correspondant au maximum à 45% du capital de cette société, le reste - hormis la golden share - étant coté en bourse.

54 Les Parties s'engagent à ne contrôler ni en droit, ni en fait, ni par convention d'actionnaires Fluxys s.a. et son comité de direction.

55 Aucun administrateur de Fluxys s.a. n'exercera de responsabilité dans les activités de fourniture de gaz.

56 Le conseil d'administration sera composé de 21 membres non exécutifs, soit sept administrateurs nommés sur proposition de l'Entité Fusionnée, sept administrateurs nommés sur proposition de Publigaz et sept administrateurs indépendants. L'Entité Fusionnée renoncera au droit de faire des propositions pour la nomination des administrateurs indépendants.

57 La CREG validera le caractère indépendant des candidats à un mandat d'administrateur indépendant. La notion d'indépendance s'entend au sens de l'article 1er, 45° de la loi gaz.

58 Les Parties s'engagent à constituer en Fluxys s.a. un comité de direction, au sens de l'article 524bis du code des sociétés belges. Ce comité de direction disposera de pouvoirs exclusifs en ce qui concerne la gestion - en ce compris la stratégie commerciale - de tous les aspects des activités de la société en Belgique relatives aux infrastructures de transport/transit, au stockage et au terminal GNL. Ceci comprend toutes les questions techniques, financières et de ressources humaines liées à cette gestion.

59 Les membres du comité de direction - en ce compris son président - seront nommés sur proposition du Comité de rémunération (après avis du Comité de corporate governance, pour ce qui est de leur indépendance) et sur avis conforme de la CREG. Les représentants de l'Entité Fusionnée au sein du conseil d'administration s'abstiendront lors des votes sur la nomination des membres du comité de direction.

60 Le plan global d'investissements sera préparé par le comité de direction et soumis à l'approbation du conseil d'administration. Le conseil d'administration ne pourra refuser le plan proposé par le comité de direction qu'en raison de son impact financier sur la société (protection des intérêts financiers des actionnaires en tant qu'investisseurs). Dans le cadre du plan ainsi approuvé, le comité de direction aura une délégation complète en matière d'investissements relatifs aux infrastructures reconnues comme actifs régulés aux termes de la législation belge (c'est-à-dire le réseau de transport/transit, les infrastructures de stockage et les infrastructures GNL). Si le conseil d'administration de Fluxys s.a. refuse une proposition d'investissements additionnels dans ces actifs, les Parties voteront de manière à permettre le financement de ces investissements par un tiers et, si besoin est, pour l'ouverture du capital de Fluxys s.a. à des tiers pour l'objectif spécifique de financer ces investissements. Les investissements qui pourraient faire l'objet d'une dérogation aux règles de l'accès des tiers aux infrastructures resteront de la compétence du conseil d'administration.

(ii) Fluxys International s.a.

61 L'actuelle Fluxys LNG s.a., qui deviendra Fluxys International s.a., sera propriétaire du terminal GNL de Zeebrugge et des actifs non régulés belges et internationaux (BBL, Huberator, Gas Management Services Limited, Belgian Pipe Control, C4Gas et Endex). Elle octroiera à Fluxys s.a. tous les droits de jouissance nécessaires sur le terminal GNL et le hub de Zeebrugge et déléguera à Fluxys s.a. toutes les fonctions nécessaires à l'exercice par celle-ci de son rôle de gestionnaire du terminal GNL de Zeebrugge - en ce compris la stratégie commerciale.

62 Fluxys International s.a. sera détenue à hauteur de 60% par le groupe fusionné et à 40% par Publigaz ou, le cas échéant, par d'autres associés.

63 Le plan global d'investissements pour le terminal GNL et le hub de Zeebrugge sera préparé par le comité de direction de Fluxys s.a. et soumis à l'approbation du conseil d'administration de Fluxys International s.a.. Le conseil d'administration ne pourra refuser ce plan qu'en raison de son impact financier sur Fluxys International s.a. (protection des intérêts financiers des actionnaires en tant qu'investisseurs). Dans le cadre du plan ainsi approuvé par le conseil d'administration, le comité de direction de Fluxys s.a. aura une délégation complète en matière d'investissements relatifs aux infrastructures reconnues comme actifs régulés. Le comité de direction de Fluxys s'a peut, de sa propre initiative, proposer des investissements additionnels dans les actifs (régulés et non-régulés) propriété de Fluxys International ou de la filiale concernée relatifs au terminal GNL et au hub de Zeebrugge. Si le conseil d'administration de Fluxys International refuse une telle proposition, les Parties voteront de manière à permettre le financement de ces investissements par un tiers et, si besoin est, pour l'ouverture du capital de Fluxys International (dont l'Entité Fusionnée détiendra au plus 60%) ou de la filiale concernée, à des tiers pour l'objectif spécifique de financer ces investissements.Les investissements internationaux et ceux qui pourraient faire l'objet d'une dérogation aux règles de l'accès des tiers aux infrastructures resteront de la compétence du conseil d'administration.

D.I.2 Accès au réseau

64 Les Parties s'engagent à ce que Fluxys confirme par lettre antérieure à la Date Effective qu'elle respectera les engagements mentionnés dans les paragraphes 66, 68, 69, 71 et 72 ci-dessous.

65 A tout moment les représentants de l'Entité Fusionnée exerceront leurs droits dans les organes sociaux de Fluxys s.a. et de Fluxys International s.a. dans le sens de la réalisation des engagements mentionnés aux paragraphes 66, 68, 69, 71 et 72

cidessous.

Hub de Zeebrugge

66 Les Parties s'engagent sur la création à Zeebrugge d'un point entrée unique - appelé ZEE Platform- permettant de regrouper le hub, le terminal GNL, le point d'arrivée de Interconnector Zeebrugge Terminal (" IZT ") et le point d'arrivée du Zeepipe Terminal (" ZPT ") : A partir de janvier 2007, les Parties s'engagent à mettre en, place un accès transparent, non discriminatoire et flexible, géré par Fluxys sous le contrôle de la CREG , qui permettra aux Expéditeurs de transférer de façon flexible des volumes entre tout point frontière de la zone de Zeebrugge, selon un tarif -à approuver par la CREG- principalement " commodity ", sans qu'il soit nécessaire de procéder à des réservations de capacités. Dans un premier temps, une capacité de 400.000m³ (n)/h sur la .ZEE Platform. sera mise à disposition des expéditeurs. Après l'entrée en service des capacités de transfert additionnelles à OKS (prévue pour fin 2007) Fluxys examinera la possibilité d'augmenter l'offre de capacité sur la ZEE Platform jusqu. à 1.700.000 m³ /h (ce dernier point étant sujet à une analyse des capacités des gazoducs).; Fluxys s'engage à faire les investissements nécessaires de façon à améliorer progressivement l'interconnexion des trois terminaux Interconnector Zeebrugge Terminal (" IZT "), Zeepipe Terminal (" ZPT ") et le terminal GNL de 2007 à octobre 2010 au plus tard.

67 Les Parties s'engagent sur le maintien des offres de back up par un recours à APX.

Infrastructures complémentaires

68 Fluxys s'engage à ouvrir une consultation du marché avant fin 2007 pour les deux projets suivants : Deuxième extension du terminal GNL de Zeebrugge, tant de la capacité de réception du port méthanier que des capacités de stockage et de regazéification du terminal ; Renforcement de la capacité de transit Nord-Sud à travers la Belgique.

69 Fluxys s'engage à faire une mise aux enchères sur les nouvelles capacités de stockage actuellement en cours de développement à Loenhout et Poederlee, sous réserve d'obtenir l'exemption nécessaire auprès des autorités compétentes ;

Transit

70 Les Parties s'engagent à : Réaliser le transfert de Distrigaz & Co (qui commercialise les capacités de transit sur les axes Troll et RtR) à Fluxys conformément au protocole d'accord conclu entre Suez-Tractebel et Publigaz le 8 septembre 2006 ; Transférer la participation de Gaz de France dans SEGEO à Fluxys (voir Section C.II.5 ci-dessus).

71 Fluxys s'engage à appliquer immédiatement le code de bonne conduite aux nouveaux contrats de transit.

Amélioration de la transparence du marché

72 Fluxys s'engage à publier dès le 1er semestre 2007 des données sur les flux historiques journaliers aux points d'entrée (au lieu d'une publication mensuelle aujourd.hui) pour autant qu'il y ait au moins deux Expéditeurs (pour garantir la confidentialité des données).

D.II. Engagements sur les infrastructures en France

D.II.1. - Stockage et terminaux méthaniers : renforcement des capacités - transparence :

73 Les Parties s'engagent à développer de nouveaux sites de stockage. Les capacités de stockage de ces sites, excédentaires par rapport aux droits d'accès à des capacités prévus dans le décret n°2006-1034 du 21 août 2006 et son arrêté d'application, seront proposées au marché par un mécanisme transparent et non discriminatoire (par exemple mécanisme d'enchères ou d." open season ") : une capacité de stockage de l'ordre de 80 Mm3 sur le site de Trois Fontaines disponible fin 2009, et pouvant être réservée avant fin 2007, une capacité de stockage de l'ordre de 60 Mm3 sur le site Alsace (ou sur un autre site à définir) disponible au plus tard en 2018, et pouvant être réservée avant fin 2009. Pour chacun de ces développements, un demandeur ne pourra se voir attribuer plus du tiers de la nouvelle capacité, tant que d'autres entreprises seront candidates.

74 Dans le cadre de l'offre d'accès au stockage les Parties s'engagent au plus tard pour le début 2007 : à développer et gérer un marché secondaire de capacités fermes d'injection d'une part ou de soutirage d'autre part, en complément du marché secondaire de capacités liées et en complément du Bulletin Board et de la publication des noms des souscripteurs déjà lancé mi 2006 ; à publier des données journalières.

75 En outre, les Parties s'engagent à ce que le gestionnaire de stockage propose au marché par un mécanisme transparent et non discriminatoire (par exemple mécanisme d'enchères) au moins une fois par an à compter de 2007 des capacités de stockage non réservées au titre des droits de stockage définis par le décret 2006-1034 du 21 août 2006 et son arrêté d'application, ainsi que des capacités d'injection ou de soutirage temporairement disponibles.

76 Les Parties s'engagent à généraliser des appels au marché pour la couverture des besoins en gaz qui seront nécessaires au gestionnaire de stockage.

77 Les Parties s'engagent à développer de nouvelles capacités d'accès au terminal méthanier de Montoir de Bretagne, sous réserve de trouver des acquéreurs, ainsi que corrélativement les capacités nécessaires sur le réseau de transport de GRTgaz pour l'acheminement de ces nouvelles capacités. Les capacités seront proposées au marché par un mécanisme transparent et non discriminatoire (par exemple mécanisme d'enchères " open season ") : par la mise en service d'un nouveau regazéifieur augmentant la capacité minimale garantie du terminal et du réseau de transport en aval jusqu'à 12,5 Gm3/an. Une capacité disponible de 4,5 Gm3 environ sera ainsi offerte pour réservation au plus tard fin 2007, avec une disponibilité échelonnée en deux phases : 2 Gm3/an environ dès 2008-2009, le solde à compter de janvier 2011 ; par la construction d'un nouveau réservoir de GNL permettant des capacités supplémentaires à hauteur de 4 Gm3/an au moins, disponibles à compter de 2014, et réservables au plus tard en 2008. Pour chacune des étapes, un demandeur ne pourra se voir attribuer plus du tiers de la nouvelle capacité, tant que d'autres entreprises seront candidates.

78 Les Parties s'engagent à ce que la filiale responsable de la commercialisation de l'offre d'accès au terminal de Fos Cavaou (la Société du Terminal Méthanier de Fos Cavaou (STMFC)) , mette en place en concertation avec la CRE, d'ici la mise en service du terminal de Fos Cavaou, un mode de commercialisation transparent et non discriminatoire de la part des capacités non réservées à long terme conformément à la délibération de la CRE du 15 décembre 2003.

79 Dans le cadre de l'offre d'accès aux terminaux méthaniers, les Parties s'engagent au plus tard pour le début 2007 à ce que la filiale STMFC, dès la mise en service du terminal de Fos Cavaou, mette en œuvre les mesures alors en vigueur pour les terminaux existants : publication d'un Bulletin Board pour chacune des offres, publication des noms des clients ayant souscrits un contrat d'accès au terminal et ayant donné leur accord pour que leur nom soit mentionné. Cet engagement vaut également pour l'offre d'accès au terminal de Fos Cavaou porté par la filiale STMFC, dès la mise en service de ce terminal.

D.II.2 - Amélioration des dispositifs correctifs en matière d'acheminement sur le réseau de transport de GRTgaz (service de " use it or lose it " et capacités restituables) :

80 Les Parties s'engagent à ce que GRTgaz offre aux expéditeurs la possibilité de souscrire sur des périodes de 1 à 4 ans les capacités restituables qui peuvent leurs être restituées, ceci en coordination avec la CRE et dans le cadre du tarif d'acheminement applicable en 2007.

81 Les Parties s'engagent à ce que GRTgaz examine avec la CRE, dans le cadre du tarif d'acheminement applicable en 2007, et aux points concernés par les capacités restituables, une extension portant à 20% le volant des capacités restituables.

82 Les Parties s'engagent à ce que sa filiale GRTgaz mette en place en 2007 des critères transparents et non discriminatoires pour la mise en œuvre des dispositions de " use it or lose it ".

83 Les Parties s'engagent à ce que la filiale GRTgaz mette en place en 2007 des mesures additionnelles pour les points d'entrée de son réseau : un Bulletin Board, une allocation automatique des capacités au point d'entrée réseau " MONTOIR " pour tous les expéditeurs court terme ayant souscrit des capacités de regazéification sur le terminal méthanier de Montoir de Bretagne en service " bandeau " ou " spot " (les cargaisons étant émises sous forme d'un bandeau de 30 jours), leur donnant la garantie de pouvoir écouler leur cargaison sur le réseau en toute circonstances. Une adaptation du mécanisme aux terminaux de Fos sera examinée avec la CRE pour mise en place à la mise en service de Fos Cavaou au plus tard.

D.II.3 Investissement transport complémentaire pour permettre la remontée de flux physiques vers la Belgique

84 Les Parties s'engagent à ce que GRTgaz mette en service à compter de janvier 2010 une installation de désodorisation au point d'entrée " TAISNIERES H " pouvant assurer un flux physique vers la Belgique à hauteur de 300.000 m3/h.

D.II.4 Gouvernance, transparence:

85 Les Parties s'engagent à filialiser les activités du gestionnaire de terminaux méthaniers avec effet au 1er janvier 2008.

86 Les Parties s'engagent à ce qu'au plus tard lors de la première assemblée générale de 2007, GRTgaz : formalise l'examen par le " Compliance Officer " de tous les dossiers soumis au Conseil d'administration pour vérifier la protection des Informations Commercialement Sensibles, crée dans l'organigramme un poste de chargé de la politique de communication de GRTgaz, en toute indépendance de celle de la maison mère.

87 Les Parties s'engagent à filialiser les activités du gestionnaire de réseau de distribution selon des modalités d'indépendance alignées sur celles de GRTgaz (nom, logo et investissements) au plus tard le 1er juillet 2007.

88 Les Parties s'engagent à généraliser des appels au marché pour la couverture des besoins en gaz de la filiale gestionnaire de réseau de distribution à la date de mise en œuvre du prochain tarif d'accès des tiers au réseau proposé par la CRE.

89 Les Parties s'engagent, au plus tard fin 2007, et en tant que de besoin, à améliorer la formalisation des procédures Groupe et des dispositions internes aux filiales gestionnaires de réseaux concernant leur indépendance de gestion (notamment préservation des intérêts professionnels de leurs responsables).

Section E. Mandataires

E.I. Procédure de désignation du ou des mandataire(s)

90 Les Parties désigneront un ou plusieurs Mandataire(s) Contrôlant les Engagements pour accomplir les fonctions précisées dans les Engagements. Si les Parties n'ont pas conclu un contrat définitif permettant d'effectuer le désinvestissement des Sociétés soumises à Désinvestissement dans un délai d'un (1) mois avant le terme de la Période Initiale de Désinvestissement ou si la Commission a rejeté un acquéreur proposé par les Parties à cette date ou par la suite, les Parties désigneront un ou plusieurs Mandataire(s) chargé(s) des Désinvestissements pour accomplir les fonctions précisées dans les Engagements. La désignation du Mandataire chargé des Désinvestissements prendra effet le premier jour de la Période de Désinvestissement du Mandataire.

91 Chaque mandataire (le ou les Mandataire(s) Contrôlant les Engagements tout comme le ou les Mandataire(s) chargé(s) des Désinvestissements) devra être indépendant des Parties, posséder les qualifications requises pour remplir son mandat, par exemple en tant que banque d'affaires, consultant ou société d'audit ou tout autre établissement similaire, et ne devra pas être ou devenir l'objet d'un conflit d'intérêts. Les Parties prendront en charge la rémunération de chaque Mandataire pour tous les services rendus lors de l'exécution de ses tâches. Le système de rémunération de chaque mandataire ne devra pas porter atteinte à la bonne exécution de son mandat ni à son indépendance.

E.I.1 Proposition de Mandataire(s) par les Parties

92 Au plus tard une (1) semaine après la Date Effective, les Parties soumettront à la Commission, pour approbation, une liste d'une ou plusieurs personnes que les Parties proposent de désigner comme Mandataire Contrôlant les Engagements. Le cas échéant au plus tard un (1) mois avant la fin de la Période Initiale de Désinvestissement, les Parties soumettront à la Commission, pour approbation, une liste d'une ou plusieurs personnes que les Parties proposent de désigner comme Mandataire chargé des Désinvestissements.

Chaque proposition devra comprendre les informations suffisantes pour permettre à la Commission de vérifier que chaque Mandataire proposé remplit les conditions détaillées au paragraphe 91 ci-dessus et devra inclure les termes du projet de mandat, comprenant les dispositions nécessaires pour permettre au Mandataire d'accomplir ses fonctions au titre des Engagements.

Il devra également être précisé, le cas échéant, si le même mandataire proposé agira tant comme Mandataire Contrôlant les Engagements que comme Mandataire chargé des Désinvestissements ou si deux mandataires distincts sont proposés pour les deux fonctions.

E.I.2 Approbation ou rejet par la Commission

93 La Commission devra approuver ou rejeter la proposition de Mandataire(s) et approuver le mandat proposé. Cette approbation devra intervenir dans un délai de deux semaines à compter de la réception de l'ensemble des informations permettant à la Commission de se prononcer sur ces propositions. A défaut de réaction de la Commission dans ce délai, la Période Initiale de Désinvestissement sera suspendue jusqu'à ce que la Commission se prononce sur lesdites propositions. Si un seul nom est approuvé, les Parties devront désigner ou faire désigner l'individu ou l'institution concernée comme Mandataire, selon les termes du mandat approuvé par la Commission. Si plusieurs noms sont approuvés, les Parties seront libres de choisir le Mandataire à désigner parmi les noms approuvés. Le Mandataire sera désigné dans un délai d'une semaine suivant l'approbation de la Commission selon les termes du mandat approuvé par la Commission.

E.I.3 Nouvelle proposition de Mandataires par les Parties

94 Si tous les Mandataires proposés sont rejetés, les Parties soumettront les noms d'au moins deux autres personnes ou institutions dans un délai d'une semaine à compter de la communication du rejet par la Commission, selon les conditions et la procédure énoncées ci-dessus.

E.I.4 Mandataire(s) désigné(s) par la Commission

95 Si, par la suite, tous les Mandataires proposés par les Parties sont rejetés par la Commission, cette dernière désignera elle-même un ou plusieurs Mandataire(s) que les Parties nommeront ou feront nommer selon les termes d'un mandat approuvé par la Commission.

E.II. Missions des Mandataires

96 Chaque Mandataire assumera, en collaboration avec la CRE et la CREG et selon les modalités à préciser dans le mandat approuvé par la Commission et mentionné aux paragraphes précédents, ses obligations spécifiques afin d'assurer le respect des Engagements. La Commission peut, de sa propre initiative ou à la demande du Mandataire ou des Parties, donner tout ordre ou toute instruction au Mandataire afin d'assurer le respect des conditions et obligations découlant de la Décision.

E.II.1 Devoirs et obligations du Mandataire Contrôlant les Engagements

97 Le Mandataire Contrôlant les Engagements devra :

(i) proposer dans son premier rapport à la Commission un plan de travail décrivant comment il prévoit de vérifier le respect des obligations et conditions résultant de la Décision, en particulier celles figurant aux Sections C et D ci-dessus ;

(ii) vérifier le respect par les Parties des conditions et obligations résultant de la Décision ;

(iii) assumer les autres fonctions qui incombent au Mandataire Contrôlant les Engagements aux termes des conditions et obligations qui résultent de la Décision. A cette fin, le Mandataire Contrôlant les Engagements devra :

(a) contrôler la préservation de la viabilité, de la valeur et la compétitivité des Sociétés soumises à Désinvestissement, et la séparation des Sociétés soumises à Désinvestissement des activités conservées par les Parties conformément au paragraphe 36 des Engagements ;

(b) contrôler la gestion des Sociétés soumises à Désinvestissement en tant qu'entités distinctes et susceptibles d'être cédées conformément aux paragraphes 38 à 41 des Engagements ;

(c) en consultation avec les Parties, déterminer toutes les mesures nécessaires pour que les Parties ne puissent, après la Date Effective, obtenir de quelconques secrets d'affaires, savoir-faire, informations commerciales ou tout autre information de nature confidentielle ou protégée concernant les Sociétés soumises à Désinvestissement. Il devra en particulier s'efforcer d'obtenir que soit mis un terme à la participation des Sociétés soumises à Désinvestissement, à un système informatique centralisé, dans la mesure du possible, sans compromettre la viabilité des Sociétés soumises à Désinvestissement. Il devra en outre décider si de telles informations peuvent être révélées aux Parties dans la mesure où (i) une telle révélation serait nécessaire pour permettre aux Parties de réaliser les cessions ou (ii) serait requise par la loi ;

(d) contrôler la séparation des actifs et l'allocation du Personnel entre les Sociétés soumises à Désinvestissement et les Parties et leurs sociétés affiliées.

(iv) proposer aux Parties les mesures qu'il juge nécessaires afin d'assurer le respect par les Parties des conditions et obligations qui résultent de la Décision, en particulier le maintien de la viabilité, de la valeur ou de la compétitivité des Sociétés soumises à Désinvestissement, la séparation des Sociétés soumises à Désinvestissement et l'absence de divulgation d'informations sensibles ;

(v) examiner et évaluer les acquéreurs potentiels ainsi que l'état d'avancement de la procédure de désinvestissement et vérifier, en fonction de l'état d'avancement de cette procédure de désinvestissement, (a) que les acquéreurs potentiels reçoivent des informations suffisantes sur les Sociétés soumises à Désinvestissement et le Personnel, en particulier en examinant, si ces documents sont disponibles, la documentation contenue en data room, l'Information Memorandum et le processus de due diligence, et (b) que les Acquéreurs potentiels aient un accès adéquat au Personnel ;

(vi) fournir, dans les quinze (15) jours suivant la fin de chaque mois, un rapport écrit confidentiel à la Commission, en transmettant, parallèlement et dans les mêmes délais, une version non confidentielle de ce rapport aux Parties. Ce rapport couvrira l'exploitation et la gestion des Sociétés soumises à Désinvestissement de telle sorte que la Commission puisse examiner (i) si ces sociétés sont gérées conformément aux Engagements, (ii) l'état d'avancement de la procédure de désinvestissement ainsi que (iii) les principales caractéristiques des acquéreurs potentiels. En plus de ces rapports, le Mandataire Contrôlant les Engagements informera la Commission par écrit et sans délai, en transmettant parallèlement et dans les mêmes délais aux Parties une version non confidentielle des documents transmis à la Commission, s'il considère que les Parties manquent au respect des Engagements ; et

(vii) dans un délai d'une semaine suivant la réception de la proposition motivée d'acquéreur potentiel mentionnée au paragraphe 50, soumettre à la Commission un avis sur la viabilité des Sociétés soumises à Désinvestissement à la suite du transfert. L'avis du Mandataire Contrôlant les Engagements doit également confirmer que les Sociétés soumises à Désinvestissement sont transférées conformément aux conditions et obligations indiquées dans la Décision et préciser en particulier, le cas échéant selon l'acquéreur proposé, si le transfert des Sociétés soumises à Désinvestissement sans un ou plusieurs éléments d'actifs affecte ou non la viabilité de Sociétés soumises à Désinvestissement après le transfert.

E.II.2 Devoirs et obligations du Mandataire chargé des Désinvestissements

98 Pendant la Période de Désinvestissement du Mandataire, le Mandataire chargé des Désinvestissements transférera, au nom et pour le compte des Parties, les Sociétés soumises à Désinvestissement à un acquéreur [...]*, dès lors que la Commission aura approuvé l'acquéreur potentiel et l'accord contraignant définitif de transfert selon la procédure énoncée aux paragraphes 49 et 50 ci-dessus. Le Mandataire chargé des Désinvestissements inclura dans l'accord toutes les conditions qu'il estime appropriées pour un transfert efficace pendant la Période de Désinvestissement du Mandataire. En particulier, le Mandataire chargé des Désinvestissements pourra inclure dans l'accord toutes déclarations et garanties ou indemnités d'usage raisonnablement requises afin d'effectuer le transfert dans les meilleurs délais et conditions. Le Mandataire chargé des Désinvestissements protégera les intérêts financiers légitimes des Parties sous réserve de l'obligation inconditionnelle de procéder au désinvestissement [...]* pendant la Période de Désinvestissement du Mandataire.

99 Pendant la Période de Désinvestissement du Mandataire ou, le cas échéant, à la demande de la Commission, le Mandataire chargé des Désinvestissements fournira à la Commission un rapport mensuel confidentiel détaillé sur l'état d'avancement de la procédure de désinvestissement. Ces rapports seront soumis dans les quinze (15) jours suivant la fin de chaque mois, une copie étant transmise parallèlement et dans les mêmes délais au Mandataire Contrôlant les Engagements et une version non confidentielle aux Parties.

E.III. Devoirs et obligations des Parties

100 Les Parties, directement ou par l'intermédiaire de leurs conseils, apporteront toute assistance et coopération et fourniront toutes informations raisonnablement requises par le ou les Mandataire(s) pour l'accomplissement de leurs tâches. Le ou les Mandataire(s) auront accès complet, pendant les heures d'ouverture des bureaux, aux livres, pièces et autres documents administratifs, membres de direction ou du personnel, installations, sites et informations techniques nécessaires pour l'accomplissement de leurs missions au titre des Engagements. Le cas échéant, les Parties fourniront au(x) Mandataire(s), à leur demande, des copies de tout document approprié. Les Parties mettront à la disposition du ou des Mandataire(s) un ou plusieurs bureaux au sein de leurs locaux et seront disponibles pour des réunions afin de fournir au(x) Mandataire(s) les informations nécessaires à l'exécution de leur mission.

101 Les Parties fourniront et/ou feront fournir au(x) Mandataire(s) Contrôlant les Engagements toute assistance administrative et de gestion que ce(s) dernier(s) pourra (pourront) raisonnablement demander pour le compte de la direction des Sociétés soumises à Désinvestissement. Les Parties fourniront et/ou feront fournir par leurs conseils au(x) Mandataire(s) Contrôlant les Engagements, à sa (leur) demande, les informations soumises aux acquéreurs potentiels et accordera notamment au(x) Mandataire(s) Contrôlant les Engagements un accès à la documentation de " data room " et à toute autre information mise à disposition des acquéreurs potentiels au cours de la procédure de " due diligence " concernant les Sociétés soumises à Désinvestissement en question. Les Parties informeront le(s) Mandataire(s) Contrôlant les Engagements de l'identité des acquéreurs potentiels, lui fourniront une liste des acquéreurs potentiels et tiendront le(s) Mandataire(s) Contrôlant les Engagements informé(s) de toute évolution de la procédure de désinvestissement.

102 Les Parties accorderont ou feront accorder par leurs Filiales tout pouvoir, dûment signé, au Mandataire chargé des Désinvestissements afin de réaliser l'Engagement, le Closing et toute action et déclaration jugée nécessaire ou appropriée par le Mandataire chargé des Désinvestissements aux fins de la réalisation de l'Engagement ou du Closing. A la demande écrite du Mandataire chargé des Désinvestissements, les Parties feront dûment signer les documents requis pour effectuer les transferts et le Closing.

103 Les Parties indemniseront les Mandataires ainsi que leurs employés, conseils et agents et les garantiront contre toute responsabilité née de l'exécution des fonctions des Mandataires au titre des Engagements, sauf dans la mesure où cette responsabilité résulterait d'un manquement délibéré, d'une imprudence, d'une faute ou de la mauvaise foi des Mandataires, de leurs employés ou de leurs conseils et agents.

E.IV. Révocation et renouvellement de la nomination d'un ou plusieurs Mandataire(s)

104 Si un Mandataire cesse d'accomplir ses fonctions au titre des Engagements, pour tout motif légitime, y compris pour des raisons de conflit d'intérêts,

(i) la Commission peut, après avoir entendu le Mandataire en cause, exiger que les Parties révoquent le Mandataire ; ou

(ii) les Parties peuvent, avec l'autorisation préalable de la Commission, révoquer le Mandataire en cause. En cas de révocation d'un ou plusieurs Mandataire(s), la Période Initiale de Désinvestissement et, le cas échéant, la Période de Désinvestissement du Mandataire seront suspendues entre la date de révocation et la date de nomination du nouveau Mandataire à la suite de son approbation par la Commission.

105 Il peut être exigé du Mandataire révoqué conformément au paragraphe 104 ci-dessus qu'il continue à exercer ses fonctions jusqu'à ce qu'un nouveau Mandataire, à qui le Mandataire révoqué aura transféré l'ensemble des informations et documents pertinents, soit en fonction. Le nouveau Mandataire sera désigné selon la procédure mentionnée aux paragraphes 90 à 95 ci-dessus.

106 Mis à part le cas de révocation évoqué au paragraphe 104 ci-dessus, un Mandataire ne pourra cesser d'agir comme Mandataire que lorsque la Commission l'aura déchargé de ses fonctions, à la demande du Mandataire ou des Parties, après la réalisation de tous les Engagements dont le Mandataire en question est chargé. Cependant, la Commission pourra à tout moment demander que le Mandataire contrôlant les Engagements soit à nouveau désigné si elle estime que les Engagements concernés n'ont pas été entièrement ou correctement mis en œuvre.

E.V. Procédure d'Arbitrage

107 Tout litige ou désaccord entre l'Entité Fusionnée et Distrigaz (" les Parties à l'Arbitrage ") concernant le respect des présents Engagements sera résolu conformément à la Procédure d'Arbitrage Accélérée décrite infra (E.V.2).

108 Toutefois, par dérogation au paragraphe précèdent, les litiges ou désaccords entre les Parties à l'Arbitrage concernant la cession des capacités de stockage en Belgique et des volumes stockés correspondants visée au point 22 ci-dessus (" les Litiges Concernant le Stockage ") seront résolus conformément à la procédure ci-après (E.V.1).

E.V.1 Procédure spécifique aux litiges concernant le stockage

109 En même temps que le contrat concernant la cession de Distrigaz, l'Entité Fusionnée proposera en accord avec l'acquéreur de Distrigaz un mandataire chargé de résoudre les Litiges Concernant le Stockage (" le Mandataire Stockage "). Ce mandataire doit être un expert avec des compétences confirmées dans le secteur gazier belge et son cadre réglementaire. Le choix du Mandataire Stockage ainsi que son mandat définitif seront subordonnés à l'approbation de la Commission. A ce propos, les Parties soumettront à la Commission et au Mandataire Contrôlant les Engagements une proposition motivée accompagnée d'une copie du mandat final convenu entre l'Entité Fusionnée, l'acquéreur de Distrigaz et le Mandataire Stockage. La désignation du Mandataire Stockage et son mandat devront être conditionnés à l'agrément de la Commission. En l'absence d'une telle désignation lors de la soumission du contrat concernant la cession de Distrigaz, la Commission nommera un Mandataire Stockage après avoir entendu l'Entité Fusionnée et Distrigaz.

110 Conformément au point 22 des présents engagements, Distrigaz a le droit de demander, à tout moment, la cession des capacités de stockage en Belgique et des volumes stockés correspondants (" la cession de capacités et de volumes "), afférents à tout client existant de la distribution publique de ECS en Belgique qui sera acquis par Distrigaz ou un de ses clients. Dans un délai de 10 jours ouvrables après réception d'une demande écrite de cession de capacités et de volumes, l'Entité Fusionnée doit mettre à la disposition de Distrigaz les capacités et volumes requis aux conditions définies au point 22 ci-dessus.

111 Si Distrigaz ou l'acquéreur de Distrigaz considère que l'Entité Fusionnée n'a pas respecté les obligations découlant du point 22 ci-dessus concernant la cession des capacités de stockage en Belgique et des volumes stockées correspondantes, il en informe l'Entité Fusionnée en demandant de mettre fin à la violation alléguée dans un délai de 5 jours ouvrables. Si Distrigaz estime que l'Entité Fusionnée ne met pas fin à la violation alléguée dans ce délai, Distrigaz peut adresser une requête motivée au Mandataire Stockage, en lui demandant de se prononcer sur l'existence de la violation alléguée et d'indiquer les mesures nécessaires pour y mettre fin. Le Mandataire Stockage doit se prononcer sur une telle requête dans un délai de 15 jours ouvrables, après avoir donné à l'Entité Fusionnée la possibilité de faire valoir son point de vue.

112 Afin de permettre au Mandataire Stockage de prendre sa décision, le Mandataire Stockage est autorisé à demander toute information pertinente aux Parties à l'Arbitrage, à procéder à la nomination d'experts ainsi qu'à établir les faits en cause par tous les moyens appropriés. Le Mandataire Stockage est également autorisé à demander l'assistance du Mandataire Contrôlant les Engagements à toutes les étapes de la procédure, sous réserve de l'accord des Parties à l'Arbitrage.

113 Le Mandataire Stockage ne devra pas divulguer d'information confidentielle et devra respecter les principes applicables aux informations confidentielles définis par le Règlement Concentration. Le Mandataire Stockage pourra prendre toutes les mesures nécessaires à la protection de ces informations confidentielles.

114 Le Mandataire Stockage se prononce sur la base des informations disponibles. Il prend aussi en compte la non-disponibilité de certaines informations.

115 Les décisions écrites du Mandataire Stockage sont immédiatement obligatoires pour l'Entité Fusionnée et pour Distrigaz.

116 Si Distrigaz n'est pas satisfait de la décision du Mandataire Stockage, il peut déclencher la Procédure d'Arbitrage Accélérée décrite infra aux fins de résoudre le désaccord ou litige en question. De même, si l'Entité Fusionnée n'est pas satisfaite de la décision du Mandataire Stockage, elle peut déclencher la Procédure d'Arbitrage Accélérée qui s'appliquera mutatis mutandis. En ce qui concerne les effets de la décision finale du Mandataire Stockage, la procédure d'arbitrage n'a pas d'effet suspensif.

E.V.2 Procédure d'Arbitrage Accélérée (Fast Track Dispute Resolution Procedure)

117 Dans l'hypothèse où Distrigaz ou son acquéreur (" La Partie demanderesse") soutiendrait que l'Entité fusionnée ou l'une de ses Filiales ne respectent pas les exigences imposées par les Engagements à leur égard, la Procédure d'Arbitrage Accélérée décrite ci-après s'appliquera.

118 Si la Partie demanderesse souhaite recourir à la Procédure d'Arbitrage Accélérée, elle devra adresser une demande écrite à l'Entité fusionnée (copie de cette demande étant adressée au Mandataire Contrôlant les Engagements) détaillant les raisons pour lesquelles elle considère que l'Entité fusionnée ne respecte pas les exigences imposées par les Engagements. La partie demanderesse et l'Entité fusionnée feront leurs meilleurs efforts pour résoudre leurs divergences d'opinion et de régler leur litige à l'amiable par coopération et consultation, dans un délai raisonnable n'excédant pas 15 jours ouvrables après réception de la demande.

119 Le Mandataire Contrôlant les Engagements devra soumettre sa propre proposition (la " Proposition du Mandataire Contrôlant les Engagements ") afin de trouver une solution au litige dans les 8 jours ouvrables. Il devra préciser par écrit les éventuelles actions que l'Entité fusionnée ou l'une de ses Filiale devrait réaliser afin de s'assurer du respect des Engagements à l'égard de la Partie demanderesse, et être préparé, si une telle demande lui est adressée, à faciliter le règlement du litige.

120 Si la Partie demanderesse et l'Entité fusionnée (ensemble, les .Parties à l'Arbitrage.) ne parviennent pas à résoudre leurs différends au cours de la phase de consultation, la Partie demanderesse devra adresser une notification (la .Notification.) valant requête d'arbitrage, à la Chambre de Commerce Internationale (ci-après l' " Institution arbitrale "). Une copie de la Notification valant requête d'arbitrage sera adressée à l'Entité fusionnée.

121 La Notification devra détailler le litige, différend ou prétention (le " Litige "). Elle devra notamment inclure tous les éléments de fait et de droit appropriés, y compris toutes les suggestions relatives à la procédure à suivre. Tous les documents apportés au soutien de la prétention devront également être joints (par exemple : les documents, accords, rapports d'experts et témoignages). La Notification devra également comporter une description détaillée des actions que l'Entité fusionnée devrait réaliser (y compris, si cela apparaît approprié, un projet de contrat comprenant toutes les conditions pertinentes) ainsi que la Proposition du Mandataire Contrôlant les Engagements, accompagnée d'un commentaire relatif à la pertinence de cette proposition.

122 L'Entité fusionnée devra, dans les 10 jours ouvrables suivant la réception de la Notification soumettre une réponse (la " Réponse "), qui fournira les raisons détaillées de son comportement. La Réponse devra notamment spécifier tous les éléments de fait et de droit appropriés, y compris toutes les suggestions relatives à la procédure à suivre. Tous les documents apportés au soutien de la Réponse devront également être joints (par exemple : les documents, accords, rapports d'experts et témoignages). La Réponse devra, si cela apparaît approprié, comporter une description détaillée des actions que l'Entité fusionnée envisage d'effectuer vis-à-vis de la Partie demanderesse (y compris, si cela apparaît approprié, un projet de contrat comprenant toutes les termes et conditions pertinents) ainsi que la Proposition du Mandataire Contrôlant les Engagements (si celle-ci n'a pas déjà été communiquée), accompagnée d'un commentaire relatif à la pertinence de ce document.

E.V.2.i Désignation des Arbitres

123 Le Tribunal Arbitral sera composé de trois personnes. La Partie demanderesse devra désigner son arbitre dans le cadre de sa Notification ; l'Entité fusionnée devra désigner le sien dans sa Réponse. Les arbitres désignés par la Partie demanderesse et par l'Entité fusionnée devront, dans les cinq jours ouvrables suivant la nomination de l'arbitre désigné par l'Entité fusionnée, désigner le président du Tribunal Arbitral. Ils devront porter cette désignation à la connaissance des Parties à l'Arbitrage et de l'Institution Arbitrale, qui devra sans délai confirmer la désignation de ces trois arbitres.

124 Si la Partie demanderesse souhaite que le Litige soit tranché par un arbitre unique, elle devra l'indiquer dans sa Notification. Dans ce cas, la Partie demanderesse et l'Entité fusionnée devront s'accorder sur la désignation d'un arbitre unique dans un délai de cinq jours ouvrables à compter de la communication de la Réponse et porter cette désignation à la connaissance de l'Institution Arbitrale.

125 Si l'Entité fusionnée ne désigne pas d'arbitre, ou si les deux arbitres ne parviennent pas à s'accorder sur l'identité du président du Tribunal Arbitral, ou encore si les Parties à l'Arbitrage ne parviennent pas à s'accorder sur la désignation d'un arbitre unique, la (ou les) désignation(s) par défaut seront effectuées par l'Institution Arbitrale.

126 Les trois personnes du Tribunal Arbitral, ou, le cas échant, l'arbitre unique sont désignés ci-après comme .le Tribunal Arbitral..

E.V.2.ii Procédure d'arbitrage

127 Le Litige devra être tranché définitivement par arbitrage suivant le règlement d'arbitrage de la Chambre de Commerce Internationale, incorporant les modifications ou les adaptations telles que prévues aux présentes ou qui se révéleraient ultérieurement nécessaires au vu des circonstances de l'espèce (le " Règlement"). L'arbitrage se déroulera à Paris et tous les débats auront lieu en français.

128 La procédure sera une procédure accélérée. Pour ce faire, le Tribunal Arbitral devra abréger tous les délais procéduraux prévus par le Règlement pour autant que cette réduction des délais soit admissible et appropriée au regard des circonstances. Les Parties à l'Arbitrage devront consentir à l'usage d'e-mails pour l'échange des documents.

129 Le Tribunal Arbitral devra, dès que possible après que sa désignation a été confirmée, tenir une réunion d'organisation lors de laquelle seront discutées toutes les questions de procédure avec les Parties à l'Arbitrage. Les actes de mission devront être établis et signés par les Parties à l'Arbitrage et par le Tribunal d'Arbitrage au cours de cette réunion d'organisation ou ultérieurement et un calendrier de procédure devra être établi par le Tribunal Arbitral. Une audience devra, par principe, être organisée dans les deux mois de la confirmation du Tribunal Arbitral.

130 Afin de permettre au Tribunal Arbitral de rendre sa décision, le Tribunal Arbitral devra être autorisé à demander toutes les informations nécessaires aux Parties à l'Arbitrage, à procéder à la nomination d'experts et à entendre ces derniers au cours des audiences, ainsi qu'à établir les faits en cause par tous les moyens nécessaires. Le Tribunal Arbitral devra également être autorisé à demander l'assistance du Mandataire Contrôlant les Engagements à toutes les étapes de la procédure, sous réserve de l'accord des Parties à l'Arbitrage.

131 Le Tribunal Arbitral ne devra pas divulguer d'information confidentielle et devra respecter les principes applicables aux informations confidentielles définis par le Règlement Concentration. Le Tribunal Arbitral devra prendre toutes les mesures nécessaires à la protection de ces informations confidentielles, en particulier en restreignant l'accès aux informations confidentielles au Tribunal Arbitral, au Mandataire Contrôlant les Engagements, ainsi qu'au conseil extérieur et aux experts de la partie opposée.

132 La charge de la preuve dans le cadre de tout litige résolu selon le Règlement sera administrée suivant les principes suivants: (i) il incombera à la Partie demanderesse de produire les éléments de preuve nécessaires au soutien d'une demande paraissant a priori fondée (prima facie case) ; et (ii) si la Partie demanderesse produit de tels éléments de preuve, le Tribunal Arbitral se prononcera en faveur de la Partie demanderesse, à moins que l'Entité fusionnée ne soit en mesure d'apporter des éléments de preuves contraires.

E.V.2.iii Implication de la Commission

133 La Commission devra être autorisée à participer à toutes les étapes de la procédure :

en recevant toutes les conclusions écrites (y compris les documents, rapports, etc.) soumises par les Parties à l'Arbitrage ;

en recevant toutes les ordonnances, les sentences provisoires et définitives et autres documents échangés par le Tribunal Arbitral avec les Parties à l'Arbitrage (y compris les actes de mission et le calendrier de procédure) :

en ayant l'opportunité de déposer des écritures en qualité d. " amicus curiae " et

en étant présente à l.(aux) audience (s) et en étant autorisée à poser des questions aux parties, aux témoins et aux experts.

134 Le Tribunal Arbitral devra transmettre, ou devra ordonner aux Parties à l'Arbitrage de transmettre à la Commission les documents mentionnés ci-dessus sans délai.

135 En cas de désaccord entre les Parties à l'Arbitrage concernant l'interprétation des Engagements, le Tribunal Arbitral pourra solliciter l'interprétation de ces Engagements par la Commission, avant de statuer en faveur de l'une ou l'autre des Parties à l'Arbitrage. Le Tribunal Arbitral sera lié par l'interprétation apportée par la Commission.

E.V.2.iv Décisions du Tribunal Arbitral

136 Le Tribunal Arbitral devra trancher le Litige sur le fondement des Engagements et de la Décision. Les questions non réglées par les Engagements ou par la Décision devront être résolues conformément (suivant l'ordre établi ci-après) au Règlement Concentration, au droit communautaire et aux principes généraux du droit communs aux ordres juridiques des États Membres, ainsi qu'à toute réglementation sectorielle pertinente. Le Tribunal Arbitral devra statuer à la majorité des voix.

137 Sur requête de la Partie demanderesse, le Tribunal Arbitral pourra rendre une décision préliminaire sur le Litige. Cette décision préliminaire devra être rendue dans le mois suivant la confirmation de la désignation du Tribunal Arbitral, elle devra être immédiatement applicable, et, par principe, restera en vigueur jusqu'à l'adoption de la décision finale.

138 Le Tribunal Arbitral devra, dans sa décision préliminaire comme dans sa sentence finale, préciser les actions que devraient réaliser l'Entité fusionnée ou l'une de ses Filiales afin de se conformer aux Engagements à l'égard de la Partie demanderesse (par exemple en indiquant spécifiant un contrat incluant toutes les termes et conditions générales pertinentes d'un contrat). La sentence finale sera définitive et liera les Parties à l'Arbitrage. Elle tranchera le Litige et répondra à toutes les prétentions, demandes et requêtes soumises au Tribunal Arbitral. La sentence arbitrale devra également déterminer le remboursement des dépens de la partie ayant obtenu satisfaction et l'allocation des coûts de l'arbitrage. Dans l'hypothèse où une décision préliminaire aurait été rendue, ou si cela apparaît approprié pour toute autre raison, le Tribunal Arbitral précisera que les conditions posées dans la sentence finale s'appliqueront rétroactivement.

139 La sentence finale devra, par principe, être rendue dans les six mois de la confirmation de la désignation du Tribunal Arbitral. Ce délai devra, dans tous les cas, être prolongé du temps nécessaire à la Commission pour soumettre son interprétation des Engagements sur demande du Tribunal Arbitral.

140 Les Parties à l'Arbitrage devront préparer une version non confidentielle de la sentence finale, expurgée de ses secrets d'affaires. La Commission pourra publier cette version non confidentielle de la sentence.

141 Rien dans la procédure d'arbitrage ne devra affecter les pouvoirs de la Commission concernant l'adoption de décisions relatives aux Engagements, conformément aux pouvoirs qui lui sont conférés dans le cadre du Règlement Concentration.

Section F. Clauses générales

F.I. Suivi des Engagements

A la suite de l'Opération, les sociétés Gaz de France et Suez seront fusionnées au sein de l'Entité Fusionnée. L'ensemble des Engagements décrits dans le présent document seront réputés avoir été repris par l'Entité Fusionnée au jour de sa constitution. Le terme " les Parties " devra alors être compris comme désignant l'Entité Fusionnée.

F.II. Révision des Engagements

La Commission pourra, le cas échéant et en réponse à une demande écrite des Parties exposant des motifs légitimes et après avoir entendu le mandataire :

(i) accorder une prorogation des délais prévus pour mener à bien les Engagements, en particulier accorder une prorogation des Périodes de Désinvestissement ; et/ou

(ii) renoncer à ou modifier, en cas de circonstances exceptionnelles, une ou plusieurs conditions ou obligations qui font l'objet des Engagements ;

(iii) en particulier revoir les conditions d'approvisionnement de l'Entité Fusionnée par Distrigaz pour tenir compte des missions de service public d'ECS. Dans le cas où les Parties demanderaient une prorogation de délais conformément au paragraphe ci-dessus, elles soumettront une requête dans ce sens à la Commission au plus tard un (1) mois avant l'expiration du délai concerné, exposant ses motifs légitimes. Les Parties pourront demander une prorogation au cours du dernier mois d'un délai, seulement si des circonstances exceptionnelles le justifient.

Pour Suez Pour Gaz de France

Bordereau des Annexes

Annexe 1 : Description de Distrigaz

Annexe 2 : Description de SPE/de la participation de Gaz de France dans SPE

Annexe 3 : Description de SEGEO

Annexe 4 : Description de Cofathec Coriance

Annexe 4 bis :

Description des réseaux de chaleur de Cofathec Services résultant des contrats d'affermage ou de délégation de service public que les parties s'engagent à céder

Annexe 1 :

Description de Distrigaz

Comme indiqué au paragraphe 13 des Engagements, les Parties s'engagent à céder la participation détenue par le groupe Suez dans le capital de Distrigaz, à l'exception des actifs mentionnés dans la partie 3 ci-dessous. Entreprise de négoce, Distrigaz fournit du gaz naturel à l'industrie, aux revendeurs et sociétés de distribution ainsi qu'aux producteurs d'électricité en Europe.

1 Forme juridique et organisation structurelle

Renseignements sociaux

Distrigaz SA

Rue de l'Industrie 10

B-1000 Bruxelles

RPM: 0476201605

Tél.: +32 (0)2 557 30 01

Fax: +32 (0)2 557 31 12

Actionnariat

Filiales à la date des engagements

La liste des filiales de Distrigaz à la date des engagements est synthétisée dans le schéma ci-dessous et les commentaires l'accompagnant.

Distri RE SA (participation Distrigaz 99,99 %)

Cette société de réassurance de droit luxembourgeois permet de maîtriser et de gérer plus efficacement certains risques liés aux activités de Distrigaz (et de Fluxys) et pour lesquels la capacité du marché de l'assurance ou de la réassurance se révèle soit inadaptée, soit trop onéreuse. Le compartiment Fluxys, c'est-à-dire la part des réserves de Distri RE appartenant à Fluxys, représente, au 30 juin 2006, 25% de ces réserves et sera transféré à Fluxys.

Finpipe GIE (participation Distrigaz 56 % et Sofipar 7,3%)

SOFIPAR SA (participation Distrigaz 100%)

Le groupement d'intérêt économique Finpipe, créé en 1991, est propriétaire de la canalisation Zeebrugge-Blaregnies (transit du gaz norvégien via le Zeepipe) et de la canalisation RTR reliant Zeebrugge à Eynatten, avec un branchement vers Zelzate.

Pour ces canalisations, un contrat de leasing et d'exploitation a été conclu avec Fluxys.

Distrigaz & Co SCA (participation Distrigaz 2 % et Transfin 98 %)

Transfin SA (participation Distrigaz 99,8 %)

La société en commandite par actions Distrigaz & Co est chargée du développement des activités internationales, telles que la commercialisation de capacité de frontière à frontière (transit) en Belgique et de capacité de transport hors Belgique. Elle commercialise notamment la capacité des canalisations RTR et Zeebrugge- Blaregnies et affrète le méthanier Berge Boston dont elle détient 49 %, en copropriété avec l'armateur norvégien Bergesen. Distrigaz SA est le commandité actif de Distrigaz & Co et Transfin est le commanditaire passif.

ETAC BV (participation Distrigaz 75%)

ETAC BV (European Transport Company), fondée par Distrigaz et Gaz de France, commercialisait la capacité de la canalisation s.Gravenvoeren - Blaregnies, propriété de SEGEO SA jusqu'au 31 mars 2005. Depuis cette date, ETAC n'exerce plus d'activités commerciales et est en liquidation (la société ne figure au registre du commerce depuis le 14 septembre 2006).

Interconnector (UK) Ltd. (participation Distrigaz 16,4 %)

Distrigaz a une participation de 16,4 % dans la société Interconnector (UK) Ltd (en abrégé IUK). Interconnector a été créée par un consortium de sociétés gazières européennes en vue de réaliser et d'exploiter la connexion entre le réseau de gaz britannique (Bacton) et le réseau continental (Zeebrugge) ainsi que de commercialiser la capacité de transport de cette connexion.

Interconnector Zeebrugge Terminal SCRL (participation Distrigaz 51 %)

Lors du démarrage du projet, la société Interconnector Zeebrugge Terminal (IZT) a confié à l'ancienne Distrigaz le financement, par voie de leasing, des installations de réception de l'Interconnector à Zeebrugge. Les droits et obligations liés au contrat de leasing sont conservés par Fluxys, en tant que titulaire du contrat de leasing, tandis que Distrigaz est actionnaire de l'IZT. Fluxys se charge également de l'exploitation et de la maintenance de l'IZT.

Rhodigaz

Rhodigaz est une joint venture à 50/50 entre Distrigaz et Rhodia créée pour le transport de gaz en France. Cette société n'a jamais eu de personnel. Distrigaz a récemment fait part à Rhodia de son intention de ne plus avoir recours à Rhodigaz pour conclure les contrats de transport en vue d'alimenter ses clients en France et de sortir de Rhodigaz.

2 Descriptif détaillé de la société Distrigaz

a) Actifs corporels

Le principal actif corporel détenue entièrement en propre par Distrigaz est le méthanier Methania. En outre, Distrigaz détient également des participations dans d'autres actifs corporels. Il s'agit principalement des canalisations Troll et vTn/rTr par l'intermédiaire de Finpipe GIE, de l'Interconnector et du méthanier Berge Boston.

b) Principaux actifs incorporels (marques et noms de domaine)

Le principal actif incorporel de Distrigaz sont les marques " Distrigaz " et " Distrigas ".

c) Licences, permis et autorisations

Distrigaz dispose de toutes les licences, permis et autorisations émises par les autorités gouvernementales compétentes lui permettant d'exercer pleinement son activité en Allemagne Angleterre, Belgique et en France. Cet élément est synthétisé dans le tableau suivant.

Distrigaz est récemment entré sur les marchés gaziers allemand et néerlandais (première année de vente en 2006, ce qui explique pourquoi le tableau fourni au point e) ci-dessous concernant les ventes de Distrigaz en 2005 ne mentionne pas ces deux pays). Pour les ventes aux gros clients industriels aux Pays-Bas, une licence de fourniture n'est pas requise.

d) Principaux contrats, accord et engagements

Distrigaz dispose d'un portefeuille d'achats diversifié tant d'un point de vue géographique (Pays-Bas, Norvège, Algérie) que technique (gaz par canalisation et GNL), comme indiqué dans le tableau ci-dessous.

Distrigaz a par ailleurs conclu le 28 février 2005 un contrat d'une durée de 20 ans avec Rasgas, portant sur une quantité annuelle de [?] TWh, à compter du 1er avril 2007. Il s'agit de GNL qatari, livré au terminal de Zeebrugge.

e) Clients

Les principaux types de clients de Distrigaz et la proportion qu'ils représentent dans les ventes sont indiqués dans le tableau ci-dessous.

f) Le Personnel

Comme indiqué dans les comptes annuels de 2005, Distrigaz comptait 122 personnes au 1er janvier 2006. L'organigramme de la société à cette date est indiqué ci-dessous. Parmi les 122 personnes, 62 sont indiquées dans les comptes annuels susmentionnés comme faisant partie du " personnel de direction ". Cette expression résulte d'une terminologie du droit social belge et il convient de la comprendre comme désignant en fait l'ensemble des cadres. Ces derniers sont listés dans les organigrammes joints dans les Annexes 1A et 1B.

g) Personnel Clef

Liste du Personnel Clef de Distrigaz

Les engagements définissent le Personnel Clef comme " l'ensemble des employés nécessaires au maintien de la viabilité et de la compétitivité " de Distrigaz. La liste des membres du Personnel correspondant à cette définition est indiquée dans le tableau ciapr ès. Les dates d'entrée en fonction des membres du Personnel et du Personnel Clef sont indiquées dans l'Annexe 1C ci-jointe.

Il sera nommé un Administrateur Provisoire choisi parmi le Personnel Clef dès la Date Effective.

Critères retenus pour le choix du Personnel Clef

Suez considère que l'ensemble des cadres ne répondent pas nécessairement aux critères correspondant à la définition du Personnel Clef, car leur absence de l'entreprise ne remettrait en aucune façon en cause " la viabilité et la compétitivité " de Distrigaz. Ainsi, seules les personnes dont le savoir-faire et la connaissance de l'activité de Distrigaz et du marché les rendent nécessaires au maintien de la viabilité et de la compétitivité de l'entreprise, ont été identifiés comme étant du Personnel Clef.

h) Accord de fourniture entre l'Entité Fusionnée et Distrigaz après le closing

Néant

3 Actifs actuels de Distrigaz non maintenus dans le nouveau Distrigaz

3.1 Actifs de Distrigaz et Distrigaz & Co transférés à l'Entité Fusionnée

Participation de 16,4% dans Interconnector Ltd

Méthaniers :

Methania (100%) :

- Propriété de Distrigaz

- Capacité : 131 235 m³ de GNL

Berge Boston (49%):

- Co-propriété entre Bergesen (51%) et Distrigaz & Co (49%) affrété à long terme par Suez LNG North America

- Capacité : 138 000 m³ de GNL

3.2 Actifs de Distrigaz transférés à Fluxys

Réalisation du transfert des activités de commercialisation de capacités de transit de Distrigaz & Co à Fluxys, conformément au protocole d'accord (cf. les Engagements). La liste des contrats de commercialisation est donnée en

Annexe 1D ci-dessous.

Le compartiment Fluxys de Distri RE (voir le point 1 ci-dessus) sera transféré à Fluxys

3.3 Personnel de Distrigaz restant au sein de l'Entité Fusionnée Comme indiqué dans les Engagements, l'ensemble du Personnel actuellement employé par Distrigaz sera transféré avec cette société à l'Acquéreur. Toutefois, Monsieur Alain Janssens, actuel Administrateur Délégué de Distrigaz, sera très prochainement (et au plus tard à la Date Effective) remplacé dans ses fonctions et appelé à occuper un nouveau poste au sein du groupe Suez (puis de l'Entité Fusionnée) en Belgique. Le nouvel Administrateur Délégué de Distrigaz sera désigné dans les meilleurs délais parmi le Personnel Clef visé au point 2.g ci-dessus en conformité avec la Corporate Governance suivie par cette société cotée. En conséquence, Suez en informera au préalable la Commission qui lui fera part de son avis sur cette nomination dans les 48 heures. En outre, conformément au point 50 des Engagements, d'autres membres de Personnel pourront être transférés au sein de l'Entité Fusionnée en accord avec l'Acquéreur, dans la mesure où cela n'affectera pas la viabilité et la compétitivité de Distrigaz.

4 Rapport Annuel de Distrigaz pour l'année 2005

Le Rapport Annuel de Distrigaz pour l'année 2005 est disponible sur Internet à l'adresse suivante : http://www.distrigas.be/content/aboutus/investors/annual_report_fr.asp.

ANNEXE 1A

ORGANIGRAMMES

[...]*

ANNEXE 1B

ORGANIGRAMMES

[...]*

ANNEXE 1C

Liste du Personnel (y inclus le Personnel Clef) avec leurs titres et leurs dates d'entrées en fonction.

[...]*

Annexe 1D

Contrats de transit existants en date du 24 octobre 2006

[...]*

Annexe 2

Description de SPE/de la participation de Gaz de France dans SPE

[...]* l'engagement pris par les Parties concernant SPE vise uniquement la participation de Gaz de France de 50% dans Segebel, société qui détient elle-même une participation dans SPE. Par conséquent, les Parties n'ont aucune influence sur le périmètre de SPE (sous réserve [...]*) qui ne sera pas modifié préalablement à la cession de la participation de Gaz de France.

1. Forme juridique et organisation structurelle

SPE, producteur et fournisseur d'énergie, est une société anonyme de droit belge dont le siège social est situé Boulevard du Régent 47, 1000 Bruxelles. Segebel détient 51% de son capital (actions et parts bénéficiaires) depuis le 28 septembre 2005. Segebel (Société Européenne du Gaz et de l'Electricité de Belgique), société anonyme de droit belge ayant une activité de holding, a été constituée en 2005 par Centrica et Gaz de France sur une base paritaire dans le cadre de l'acquisition de SPE. Chaque actionnaire (GDF International et Centrica Overseas Holdings Ltd) détient 50% de son capital et les décisions de son Conseil d'Administration sont prises à l'unanimité. La cession envisagée dans la Section C. II. 4. des Engagements conduirait le cessionnaire à reprendre les droits et obligations de GDF International au sein de Segebel, sous réserve toutefois que soit respecté le droit de préemption dont dispose Centrica Overseas Holdings Ltd dans Segebel.

2. Descriptif détaillé de la société SPE

Les informations précisées ci-après sont les meilleures informations dont dispose Gaz de France au 13 octobre 2006.

(a) Actifs corporels : SPE a une capacité de 1600 MW installés, avec une vingtaine de sites de production d'électricité.

(b) Principaux actifs incorporels (marques et noms de domaine) : SPE dispose notamment des marques Luminus et City Power.

(d) Principaux contrats, accord et engagements : ces éléments ne peuvent pas être communiqués sans l'accord de SPE et de ses autres actionnaires.

(e) Clients : fin 2005, SPE estimait qu'avec son portefeuille existant, auquel venait s'ajouter les clients de Luminus et de ALG Négoce, elle compterait environ 1,4 million de clients à partir de janvier 2007.

(f) Le personnel : au 31 décembre 2005, SPE comptait [...]* employés, Luminus [...]* employés, et ALG Négoce [...]* employés.

(g) Cadres clefs : SPE est doté d'un Comité de Gestion. Ses membres sont désignés par le Conseil d'Administration pour une durée d'un an expirant lors de l'Assemblée Générale Ordinaire annuelle qui approuvera les comptes de l'exercice clos le 31 décembre 2006.

(h) Titres et participations : SPE détient 30% de la société de droit belge SPEPCO. A la suite d'une restructuration conduite au cours de l'exercice 2006, SPE a absorbé ses filiales détenues à 100% Luminus, ALG Négoce et Citypower, alors qu'ALE Trading, également détenue à 100% par SPE, était dissoute.

3. Personnel non inclus dans SPE

[...]* personnes travaillant au sein de SPE appartiennent au personnel de Gaz de France et relèvent du statut français des Industries Electriques et Gazières. [...]*

ANNEXE 3

Description de SEGEO

1. Forme juridique et organisation structurelle

SEGEO (Raison sociale : Société Européenne du Gazoduc Est-Ouest) est une société anonyme de droit belge dont le siège social est situé Avenue des Arts 32, 1040 Bruxelles. Le capital social souscrit s'élève à 5.577.604,31. Il est entièrement libéré. Il est divisé en cent mille parts sociales sans mention de valeur nominale, réparties entre Fluxys (75.000 titres, soit 75% du capital) et Gaz de France (25.000 titres, soit 25% du capital).

SEGEO a été constituée à la suite de l'accord conclu le 25 avril 1975 entre Distrigaz (désormais Fluxys (778)) et Gaz de France. Sa durée initiale de 30 ans a été prorogée jusqu'au 1er octobre 2029. L'objet de la société consiste en " la réalisation d'installations de transport de gaz naturel et la transmission de ce gaz entre .s Gravenvoeren (Fouron-le-Comte) et Blaregnies et, d'une manière générale, toutes opérations financières, industrielles, mobilières et immobilières pouvant se rattacher directement ou indirectement à l'objet social tel qu'ainsi défini ".

2. Descriptif détaillé de SEGEO

(a) Actifs corporels

Les actifs corporels de SEGEO décrits dans le tableau ci-dessous sont constitués par : - une canalisation de 160 km de Fouron-le-Comte (s.Gravenvoeren), près de la frontière néerlandaise, jusqu'à Blarégnies, près de la frontière française (Taisnières) ;

- une station de compression située à Berneau, d'une puissance totale installée de [...]*

[...]*

(b) Principaux actifs incorporels

SEGEO n'a pas d'immobilisation incorporelle inscrite au bilan.

- Arrêté Royal du 3 avril 1975 octroyant à Fluxys une concession de transport de gaz sur le territoire des communes de Fouron-le-Comte et Moelingen pour 30 ans ;

- Arrêté Royal du 14 avril 1975 octroyant à Fluxys une concession de transport de gaz sur le territoire de la commune de Berneau et à partir de Visé jusqu'à Blaregnies pour 30 ans.

Un Arrêté Royal du 19 août 1975 a approuvé la cession par Fluxys à SEGEO des concessions de transport de gaz pour les installations de la canalisation Fouron-le- Comte / Blaregnies.

En 1999, le législateur a substitué au régime de la concession un système d'autorisation ministérielle, en conséquence de quoi les concessions de SEGEO sont devenues des autorisations.

Les dossiers de prorogation des autorisations de transport (VP-2002/02 et 03) ont été introduits par SEGEO auprès du Ministère des Affaires Economiques le 3 avril 2002. Les deux autorisations ont été automatiquement prolongées de cinq ans jusqu'au 3 avril 2010 en application de la réglementation belge en vigueur à cette date. Le ministre a actuellement jusqu'au 3 avril 2007 pour l'une et jusqu'au 14 avril 2007 pour l'autre pour statuer.

- Par Arrêté Ministériel en date du 2 mai 2003, SEGEO a été autorisée à céder partiellement les autorisations de transport à Fluxys pour ce qui concerne l'exploitation de la canalisation.

La propriété de la canalisation est maintenue en SEGEO qui reste en charge de l'exploitation de certaines capacités de transit.

(d) Principaux contrats, accords et engagements

[...]*

(e) Clients

[...]*

(f) Personnel

SEGEO ne dispose pas de personnel. La Société est gérée par un Conseil d'Administration, avec un Président (nommé par Fluxys) et 4 administrateurs (2 représentants Fluxys et 2 représentants Gaz de France).

(g) Cadre clefs

Sans objet

(h) Titres et participations

Pas de titres et participations inscrits au bilan.

Annexe 4

Description de Cofathec Coriance

1. Forme juridique et organisation structurelle

Créée le 16 juin 1997, Cofathec Coriance est une société par action simplifiée, au capital de 35.514.500 Euros, détenue à 100% par la société Cofathec, filiale de Gaz de France.

Son numéro d'identification est le 412 561 706 RCS Bobigny et son siège social est situé Immeuble Horizon I, 10, allée Bienvenue, 93160 Noisy Le Grand. Le président de Cofathec Coriance est Monsieur Yves Lederer, le Directeur Général Adjoint, M. Hubert Lhoir. Pour plus de détail sur la structure, la répartition du capital et les dirigeants de Cofathec Coriance, voir Extrait Kbis joint en Annexe A.

Cofathec Coriance est un opérateur énergétique au service des Collectivités locales et des usagers des chauffages urbains exploités. Cofathec Coriance intervient en tant que délégataire de service public dans le domaine des réseaux de chaleur et de froid. Cofathec Coriance gère, à la date du 13 octobre 2006, 13 réseaux de chaleur - dont 2 réseaux Biomasse créés au 2eme semestre 2006 - exploités sous forme de délégation de service public (cf point 2(d) ci-dessous et annexe B/11.).

Cofathec Coriance détient des participations égale ou inférieure à 50% dans le capital de 5 réseaux de chaleur situés en France et une participation de 49% dans le capital d'un réseau de chaleur situé en Italie : [...]*.

Enfin, Cofathec Coriance détient une participation de 50% dans les réseaux de froid (i) Climespace, gestionnaire du réseau de froid de la ville de Paris et (ii) SESAS, gestionnaire du réseau de froid du Stade de France, qui ne sont pas visées par l'engagement de cession (voir Section C. II. 6 des engagements).

2. Descriptif détaillé de Cofathec Coriance

La cession de Cofathec Coriance inclut la cession de l'ensemble des éléments constituant son fonds de commerce en ce compris :

(a) Actifs corporels : Au 31 décembre 2005, les actifs corporels inscrits dans les comptes consolidés de Cofathec Coriance hors Climespace et le réseau SESAS étaient de 46, 838 millions d'euro en valeur nette après amortissement et de 68, 440 millions d'euro en valeur brute (valeur d'acquisition : matériels, outillages industriels, réseaux, pompes, moteurs, tubes, échangeurs, chaudières, terrains.). Ces valeurs incluent les biens de retour et les biens propres de la société.

(b) Principaux actifs incorporels (marques et noms de domaine) : Au 31 décembre 2005, les actifs incorporels inscrits dans les comptes consolidés de Cofathec Coriance hors Climespace et le réseau SESAS étaient de 145 000 euro en valeur nette après amortissement et de 222 000 euro en valeur brute (valeur d'acquisition) : brevet, licences informatiques, etc..

(c) Licences, permis et autorisations : voir les fiches descriptives des réseaux de chaleur jointes en Annexe B. Il s'agit des déclarations et autorisations d'exploiter.

(d) Principaux contrats, accord et engagements :

Les 13 réseaux de chaleur suivant exploités par Cofathec Coriance:

[...]*

Pour plus de détail, voir les fiches descriptives de chacun de ces réseaux de chaleur jointes en Annexe B. Pour chacun des réseaux, il existe un contrat dont les principales caractéristiques sont reprises dans les fiches descriptives.

Le contrat de bail du siège social est un contrat de bail classique signé avec la SNC Horizon en novembre 2001 pour une durée de [...]* ans.

(e) Clients : voir les fiches descriptives des réseaux de chaleur jointes en Annexe B.

(f) Le personnel : 41 salariés. L'organigramme du personnel actuel de Cofathec Coriance et la liste du personnel cédé figurent en Annexe C. Pour plus de détail sur cette question, il est renvoyé au point 3 ci-dessous.

(h) Période de transition

Les parties notifiantes s'engagent à respecter les termes de leurs contrats actuels de produits (gaz échéance en octobre 2007) et prestation de services (échéance postérieure à fin 2007).

(i) Titres et participations

Participation de 50% dans le capital du réseau de chaleur [...]*

Participation de 4% dans le capital du réseau de chaleur [...]*

Participation de 34 dans le capital du réseau de chaleur [...]*

Participation de 26% dans le capital du réseau de chaleur [...]*

Participation de 25% dans le capital du réseau de chaleur [...]*

(j) Contrats de prestation de service

Pour certains des réseaux gérés par Cofathec Coriance (annexe B ;4-5-6-8-12), l'exploitation est assurée par Cofathec Services sous la forme de contrats de sous-traitance. Les parties s'engagent à respecter les termes de ces contrats de prestation de services jusqu'à leur échéance. Toutefois, elles s'engagent également à accorder au repreneur de Cofathec Coriance et des réseaux de Cofathec Services un droit unilatéral de résiliation de ces contrats, sous réserve de respecter un préavis de trois mois.

3. Ne font pas l'objet de l'engagement de cession de Cofathec Coriance :

La participation de Cofathec Coriance dans les réseaux de froid (i) Climespace, gestionnaire du réseau de froid de la ville de Paris et (ii) SESAS, gestionnaire du réseau de froid du Stade de France.

La participation de 49% dans le capital du réseau de chaleur [...]*

Par ailleurs, il convient de préciser qu'il existe une convention de gestion entre Cofathec Coriance et Gnvert, au terme de laquelle Coriance assure la gestion des services Gnvert. Avec la cession de Coriance, cette convention sera résiliée. Ceci aboutit à également exclure du personnel cédé :

(i) les salariés qui travaillent exclusivement pour Gnvert : [...]*

et (ii) une partie des salariés dits " mixtes " affectés à la fois à Coriance et à Gnvert mais qui travaillent principalement pour Gnvert : [...]*

Annexe A

Extrait K Bis de Cofathec Coriance

[...]*

Annexe B

Fiches descriptives des réseaux de chaleur exploités par Cofathec Coriance

[...]*

Annexe C

Organigramme du personnel de Cofathec Coriance et Liste du personnel cédé

[...]*

Annexe 4 bis

Description des réseaux de chaleur de Cofathec Services résultant des contrats d'affermage ou de délégation de service public que les parties s'engagent à céder

[...]*

Bien qu'il ait été mentionné par les parties comme étant exploité par Cofathec Services dans le cadre des échanges avec la Commission concernant les réseaux de chaleur, l'exploitation du réseau de [...]* a été transféré à Cofathec Coriance le 1er octobre 2006 suite à une décision prise par Cofathec Services au cours de l'année 2005. A ce jour, Cofathec Coriance est donc le concessionnaire du réseau de [...]*; ce dernier est donc inclus dans le périmètre de cession de Cofathec Coriance (cf Fiche descriptive de Cofathec Coriance, Annexe 5 B/12.). La description de chacun des trois réseaux de chaleur de Cofathec Services figure en Annexe A.

Compte tenu de la petite taille des réseaux de chaleur de Cofathec Services et de la rotation régulière des techniciens de nos agences (aucune qualification particulière requise), il n'est pas possible d'établir une liste exacte de noms. Néanmoins la charge de travail annuelle a été estimée à 20 personnes.

Ne fait pas l'objet de l'engagement de cession des réseaux de chaleur de Cofathec Services le réseau de [...]*, identifié par erreur dans la réponse comme entrant dans la définition de marché de la gestion déléguée alors qu'il s'agit d'un réseau privé.

Annexe A

[...]*

AVIS

du COMITÉ CONSULTATIF EN MATIERE DE CONCENTRATIONS

émis lors de sa 144e réunion, le 25 octobre 2006,

sur un projet de décision dans

l'affaire n° COMP/M.4180 - Gaz de France/Suez

Rapporteur : SUEDE

1. Le comité consultatif estime, comme la Commission, que l'opération notifiée constitue une concentration au sens de l'article 3, paragraphe 1 point a) du règlement CE [132-2004].

2. Le comité consultatif convient avec la Commission qu'aux fins de l'appréciation de la présente opération, les marchés de produits, en cause, en ce qui concerne le gaz en Belgique, sont définis comme suit :

(a) Les marchés de produits de la fourniture de gaz sont chacun subdivisés en deux marchés de produits distincts pour le gaz L et le gaz H.

(b) Fourniture de gaz aux revendeurs intermédiaires

(d)Fourniture de gaz aux gros clients industriels

(e) Fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux

(f) Fourniture de gaz aux clients résidentiels

(g)Négoce de gaz naturel à un "hub"'.

3. Le comité consultatif convient avec la Commission qu'aux fins de l'appréciation de la présente opération, les marchés géographiques en cause, en ce qui concerne le gaz en Belgique, sont définis comme suit :

(a) Fourniture de gaz aux revendeurs intermédiaires - marché géographique national.

(b) Fourniture de gaz aux producteurs d'électricité - marché géographique national.

(d) Fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux - marché géographique national.

(e) Fourniture de gaz aux clients résidentiels - marchés géographiques national ou régionaux Si ces marchés devaient être considérés comme régionaux, le marché de produits en cause ne comprendrait que celui du gaz L dans la région de Bruxelles-capitale.

(f) Négoce du gaz naturel à un "hub" - Hub belge et hub britannique La majorité des États membres sont d'accord, une minorité n'est pas d'accord sur le point (f).

4. Le comité consultatif convient avec la Commission qu'aux fins de l'appréciation de la présente opération, les marchés de produits en cause, en ce qui concerne le gaz en France, sont définis comme suit :

(a) Les marchés de produits, en ce qui concerne la fourniture du gaz dans la zone Nord, sont subdivisés en deux marchés de produits distincts pour le gaz L et le gaz H.

(b) Fourniture de gaz aux revendeurs intermédiaires

(d) Fourniture de gaz aux gros clients industriels et commerciaux (qui ont exercé leur droit de choisir leur fournisseur)

e) Fourniture de gaz aux petits clients industriels (qui ont exercé leur droit de choisir leur fournisseur)

(f) Fourniture de gaz aux clients résidentiels (qui ont le droit de choisir leur fournisseur à partir du 1er juillet 2007).

5. Le comité consultatif convient avec la Commission qu'aux fins de l'appréciation de la présente opération pour ce qui concerne le gaz en France, les définitions des marchés géographiques en cause se fondent sur les zones d'équilibrage régionales, dont chacune constitue un marché géographique en cause pour tous les marchés de produits indiqués à la question 4.

6. Le comité consultatif convient avec la Commission qu'aux fins de l'appréciation de la présente opération, les marchés de produits en cause, en ce qui concerne l'électricité en Belgique, sont définis comme suit :

(a) Génération et vente en gros d'électricité

(b) Marché de négoce d'électricité.

(d) Fourniture aux gros clients commerciaux et industriels (plus de 70 kV)

(e) Fourniture aux petits clients commerciaux et industriels (moins de 70kV).

(f) Fourniture aux clients résidentiels.

7. Le comité consultatif convient avec la Commission qu'aux fins de l'appréciation de la présente opération, les marchés géographiques, en ce qui concerne l'électricité en Belgique, sont définis comme suit :

(a) Génération et vente en gros d'électricité - marché géographique national

(b) Marché de négoce d'électricité. - marché géographique national

(d) Fourniture aux gros clients commerciaux et industriels (plus de 70 kV) - marché géographique national

(e) Fourniture aux petits clients commerciaux et industriels (moins de 70kV). - marché géographique national

(f) Fourniture aux clients résidentiels pouvant choisir leur fournisseur - marchés géographiques régionaux ou national (la question reste ouverte)

8. Le comité consultatif convient avec la Commission qu'aux fins de l'appréciation de la présente opération, le marché de produit en cause, en ce qui concerne les réseaux de chaleur en France, est défini comme suit:

Marché de la délégation de la gestion du service public de chauffage urbain.

9. a. Le comité consultatif convient avec la Commission qu'aux fins de l'appréciation de la présente opération, le marché géographique en cause, en ce qui concerne les réseaux de chaleur en France, est défini comme suit :

Marché de la délégation de la gestion du service public de chauffage urbain- marché géographique national.

9. b. Le comité consultatif convient avec la Commission qu'aux fins de l'appréciation de la présente opération, il n'est pas nécessaire de parvenir à une conclusion sur la définition des marchés de produits géographiques en cause au sujet de chevauchements horizontaux ou de relations verticales entre les parties à Luxembourg, au Royaume-Uni, aux Pays-Bas et en Hongrie.

10. Le comité consultatif convient avec la Commission que le projet de concentration pourrait entraver significativement une concurrence effective dans le Marché commun ou une partie substantielle de celui-ci et dans l'EEE pour les marchés suivants :

Belgique :

(a) Fourniture de gaz aux revendeurs intermédiaires;

(b) Fourniture de gaz aux producteurs d'électricité;

(d) Fourniture de gaz aux petits consommateurs industriels;

(e) Fourniture de gaz aux clients résidentiels;

(f) Génération et vente en gros d'électricité:

(g) Courant d'ajustement et services auxiliaires;

(h) Fourniture d'électricité aux gros clients industriels;

(i) Fourniture d'électricité aux petits clients industriels;

(j) Fourniture d'électricité aux clients résidentiels.

France:

(a) Marchés de la fourniture de gaz H aux revendeurs intermédiaires dans les zones Nord et Est, et marché de la fourniture de gaz L aux revendeurs intermédiaires dans la zone Nord

(b) Marchés de la fourniture (i) de gaz H aux producteurs d'électricité dans les zones Nord et Est et (ii) de gaz L aux producteurs d'électricité dans la zone Nord ;

(c) Marchés de la fourniture de gaz H aux gros clients industriels qui ont exercé leur droit de choisir leur fournisseur dans les zones Nord, Est, Ouest et Sud;

(d) Marchés de la fourniture de gaz H aux gros clients industriels qui ont exercé leur droit de choisir leur fournisseur dans les zones Nord, Est, Ouest Sud et Sud-Ouest;

(e) Marchés de la fourniture de gaz L (i) aux gros clients industriels qui ont exercé leur droit de choisir leur fournisseur et (ii) aux petits clients industriels qui ont exercé leur droit de choisir leur fournisseur dans la zone Nord ;

(f) Marchés de la fourniture (i) de gaz H aux clients résidentiels à partir du 1er juillet dans les zones Nord, Est, Ouest, Sud et Sud-Ouest et (ii) de gaz L aux clients résidentiels à partir du 1er juillet 2007dans la zone Nord.

(g) Marché de la délégation de la gestion du service de chauffage urbain.

11. Le comité consultatif convient avec la Commission que les engagements sont suffisants pour éliminer les importantes entraves à la concurrence sur les marchés énumérés à la question 10. La majorité des États membres est d'accord. Une minorité n'est pas d'accord..

12. Le comité consultatif convient avec la Commission qu'à condition que les engagements offerts par les parties soient pleinement respectés, et vu l'ensemble des engagements, le projet de concentration n'entrave pas significativement une concurrence effective dans le Marché commun ou une partie substantielle de celuici, notamment du fait de la création ou du renforcement d'une position dominante au sens de l'article 2 paragraphe 2, et de l'article 8 paragraphe 2 du règlement sur les concentrations et de l'article 57 de l'accord EEE. La majorité des États membres est d'accord, une minorité n'est pas d'accord.

13. Le comité consultatif demande à la Commission de prendre en considération tous les autres points soulevés pendant la discussion.

RAPPORT FINAL DU CONSEILLER AUDITEUR DANS L'AFFAIRE COMP/M.4180 - Gaz de France / Suez

(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 L 162 du 19.6.2001, p. 21)

Le 10 mai 2006, la Commission a reçu notification, conformément à l'article 4 du règlement (CE) n° 139-2004 du Conseil (règlement sur les concentrations), d'un projet de concentration par lequel les entreprises Gaz de France et Suez envisageaient de fusionner, au sens de l'article 3, paragraphe 1, point a), du règlement sur les concentrations, par échanges d'actions.

Par Décision du 19 juin 2006, la Commission a conclu que cette opération soulevait des doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le Marché commun et le fonctionnement de l'accord EEE. Elle a dès lors engagé la procédure prévue par l'article 6, paragraphe 1, point c), du règlement sur les concentrations.

Une communication des griefs a été adressée aux Parties le 18 août 2006 à laquelle cellesci ont été invitées à répondre pour le 1er septembre 2006. Le même jour, les Parties se sont vu accorder l'accès au dossier qui a été complété le 21 août. Les Parties ont répondu à la communication des griefs dans les délais fixés.

Les Parties ont obtenu un accès supplémentaire au dossier le 9 et 20 Octobre 2006, ce qui leur a permis de faire connaître leurs points de vues sur les griefs formulés à leur encontre au sens de l'article 18.1 du Règlement sur les concentrations.

Les Parties n'ont pas demandé à développer leurs arguments au cours d'une audition.

Plusieurs concurrents et clients des Parties à la concentration ont été entendus en tant que tiers intéressés au sens de l'article 18, paragraphe 4, du règlement sur les concentrations. Ils ont été dûment informés de la nature et de l'objet de cette affaire par des versions non confidentielles de la communication des griefs. Cependant, j.ai refusé de donner une suite favorable à la demande de la Fédération Syndicale Européenne des Services Publics (FSESP) de recevoir une version non confidentielle de la Communication des Griefs. J'ai notamment constaté que FSESP n'était ni le représentant officiel des salariés de l'entreprise concernée, ni une association de consommateurs au sens de l'article 11(c) du Règlement de la Commission (CE) 802-2004 (779), et ne justifiait pas d'un intérêt suffisant dans la procédure.

Le 20 septembre 2006, les Parties ont proposé des engagements afin de remédier aux problèmes de concurrence exposés dans la communication des griefs. Une consultation des acteurs du marché sur les engagements contractés a été effectuée et les résultats de cette consultation ont indiqué que les engagements n'étaient pas suffisants pour résoudre les problèmes de concurrence identifiés par la Commission. Il a été immédiatement communiqué aux Parties une version non confidentielle des réponses à cette consultation. Il ne m'a pas été demandé de contrôler l'objectivité de cette consultation.

Le 10 octobre 2006, la Commission a décidé, en accord avec les parties, de prolonger la procédure de 5 jours ouvrables, conformément à l'article 10, paragraphe 3, deuxième alinéa, du règlement sur les concentrations.

Par la suite, le 13 octobre 2006, les Parties ont présenté de nouveaux engagements modifiés, afin de régler les problèmes de concurrence subsistants. Les Parties ont indiqué que ces engagements remplaceraient ceux soumis le 20 Septembre.

Sous réserve du plein respect des engagements proposés le 13 octobre 2006, la Commission conclut dans son projet de décision que la concentration envisagée n'entravera pas de manière significative l'exercice d'une concurrence effective et qu'elle est, dès lors, compatible avec le Marché commun et l'accord EEE.

Je considère que le droit à être entendues de l'ensemble des parties à la présente procédure a été respecté.

Bruxelles, le 30 octobre 2006 signé Serge DURANDE