Commission, 4 mai 2010, n° 39.317

LA COMMISSION EUROPÉENNE, vu le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, vu le règlement (CE) n° 1-2003 du Conseil du 16 décembre 2002 relatif à la mise en œuvre des règles de concurrence prévues aux articles 81 et 82 du traité (1), et notamment son article 9, paragraphe 1, vu la décision prise par la Commission, le 22 décembre 2009, d'engager la procédure dans la présente affaire, après avoir exprimé des préoccupations dans l'évaluation préliminaire du 22 décembre 2009, après avoir donné aux tiers l'occasion de présenter leurs observations en vertu de l'article 27, paragraphe 4, du règlement (CE) n° 1-2003 sur les engagements présentés pour répondre à ces préoccupations, après consultation du comité consultatif en matière d'ententes et de positions dominantes, vu le rapport final du conseiller-auditeur, considérant ce qui suit :

1. OBJET

(1) La présente décision concerne le comportement d'E.ON AG, Düsseldorf, et des entreprises qu'elle contrôle, notamment E.ON Ruhrgas AG, Essen ("E.ON Ruhrgas") et E.ON Gastransport GmbH, Essen ("EGT") (dénommées conjointement "E.ON" ou le "groupe E.ON"), sur les marchés allemands de l'approvisionnement et du transport de gaz. Elle s'adresse à E.ON AG, à E.ON Ruhrgas et à EGT.

(2) Dans son évaluation préliminaire du 22 décembre 2009, la Commission a conclu provisoirement qu'E.ON pourrait avoir abusé de sa position dominante sur les marchés de l'approvisionnement des clients finals en refusant de fournir du gaz par le biais de réservations à long terme sur son propre réseau de transport, violant ainsi l'article 102 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne ("TFUE").

De nombreuses années à l'avance, E.ON a réservé une part importante des capacités d'entrée fermes librement attribuables qui sont disponibles sur son réseau de transport de gaz, ce qui, selon l'évaluation préliminaire, pourrait avoir pour effet de verrouiller l'accès des concurrents désireux de transporter et de vendre du gaz aux clients raccordés au réseau d'E.ON et, partant, de restreindre la concurrence sur les marchés en aval de l'approvisionnement en gaz.

2. LES DESTINATAIRES

(3) E.ON est une entreprise allemande spécialisée dans la production, le transport, la distribution (2) et la fourniture d'énergie (principalement de gaz et d'électricité) en Allemagne et dans d'autres pays de l'UE et du monde. En 2009, E.ON a réalisé un chiffre d'affaires de 81,82 milliards d'euro (3). E.ON AG exerce ses activités dans le secteur gazier allemand principalement par l'intermédiaire d'E.ON Ruhrgas, sa filiale à 100 %. L'entreprise est le plus grand fournisseur de gaz naturel en Allemagne et l'un des principaux acteurs du secteur en Europe. Elle approvisionne des distributeurs régionaux et locaux, des clients industriels et des centrales électriques. EGT, filiale à 100 % d'E.ON Ruhrgas, est le propriétaire (4) et l'exploitant du réseau de transport de gaz d'E.ON en Allemagne. En 2007, E.ON Ruhrgas a réalisé un chiffre d'affaires mondial de 22,75 milliards d'euro (5).

E.ON AG, EGT et E.ON Ruhrgas sont considérées comme une seule entreprise au sens de l'article 102 du TFUE.

3. DÉROULEMENT DE LA PROCÉDURE EN VERTU DU RÈGLEMENT (CE) N° 1-2003

(4) Le 22 décembre 2009, la Commission a ouvert une procédure en vue d'arrêter une décision conformément au chapitre III du règlement (CE) n° 1-2003. Elle a adopté, le même jour, une évaluation préliminaire au sens de l'article 9, paragraphe 1, du règlement (CE) n° 1-2003, dans laquelle elle expose ses préoccupations en matière de concurrence ; celles-ci portaient sur le comportement d'E.ON sur les marchés allemands de l'approvisionnement et du transport de gaz. L'évaluation préliminaire a été notifiée à E.ON AG, à EGT et à E.ON Ruhrgas par lettre du 22 décembre 2009.

(5) Le 7 janvier 2010, E.ON a présenté ses engagements ("les engagements") en réponse à l'évaluation préliminaire de la Commission. Le 29 janvier 2010, l'entreprise, répondant à ladite évaluation, a contesté les préoccupations exprimées par la Commission tout en maintenant néanmoins les engagements proposés.

(6) Le 22 janvier 2010, la Commission a publié au Journal officiel de l'Union européenne, en vertu de l'article 27, paragraphe 4, du règlement (CE) n° 1-2003, une communication résumant l'affaire et les engagements proposés et invitant les tiers intéressés à présenter leurs observations sur lesdits engagements dans un délai d'un mois à compter de la publication.

(7) Le 8 mars 2010, la Commission a informé E.ON des observations transmises par les tiers intéressés à la suite de la publication de la communication. Le 26 mars 2010, E.ON a soumis une proposition d'engagements modifiée.

(8) Le 15 avril 2010, le comité consultatif en matière d'ententes et de positions dominantes a été consulté. Le 16 avril 2010, le conseiller-auditeur a rendu son rapport final.

4. LE MARCHÉ ALLEMAND DU GAZ

(9) Le cadre juridique applicable à l'approvisionnement en gaz naturel en Allemagne se caractérisait auparavant par un système de monopoles d'approvisionnement locaux/régionaux. En 1998, les premières mesures de libéralisation ont été introduites avec la mise en place d'un régime d'accès négocié des tiers. Depuis 2007, le modèle d'accès "entrée/sortie" (dit "two-contract") s'applique obligatoirement. En vertu de ce modèle, les clients de services de transport de gaz peuvent réserver des capacités d'entrée sur le réseau (du point d'entrée à un "point d'échange virtuel"6 commun à l'ensemble du réseau) et des capacités de sortie (du point d'échange virtuel à un point de sortie donné), quels que soient l'itinéraire de transport et le nombre de réseaux secondaires par lesquels il convient de passer (7). Les gestionnaires de réseau sont donc tenus d'offrir des capacités qui peuvent être attribuées sur une base flexible ("capacités librement attribuables" ou "frei zuordenbare Kapazitäten") et permettent à un expéditeur ayant réservé une capacité à un point d'entrée de choisir n'importe quel point de sortie sur le réseau du gestionnaire8.

(10) Toutefois, même avec le nouveau modèle d'accès, il existe encore des capacités qui ne peuvent être attribuées sur une base flexible. En vertu de la réglementation allemande relative à l'accès au réseau gazier (Gasnetzzugangsverordnung ou "GasNZV" (9)), les gestionnaires de réseau peuvent, à titre exceptionnel, considérer certaines capacités comme des "capacités attribuables sur une base restrictive" ("beschränkt zuordenbare Kapazitäten") si cela contribue à accroître le volume total des capacités fermes disponibles sur le réseau du fait des spécificités de ce dernier (10).

(11) Des "zones de marché" ont été créées parallèlement à l'introduction du modèle d'accès entrée/sortie (11). La création de ces zones de marché repose sur la définition de zones de réseau exemptes de toute congestion interne, permettant ainsi aux expéditeurs au sein d'une zone de choisir librement leur point de sortie (12) et de transporter du gaz vers des réseaux en aval sans disposer pour autant de réservations particulières. On distingue la zone de marché du gaz à haut pouvoir calorifique ("gaz de type H") et celle du gaz à faible pouvoir calorifique ("gaz de type B").

(12) Depuis 2006, le nombre de zones de marché a été ramené de 28 à 6 actuellement (3 pour le gaz de type H et 3 pour le gaz de type B), grâce à la coopération menée entre les différents gestionnaires de réseau. E.ON a établi une zone de marché commune (NetConnect Germany ou "NCG") avec le gestionnaire de réseau de transport (GRT) Bayernets GmbH ("Bayernets"), qui est opérationnelle depuis octobre 2008. Au 1er octobre 2009, trois autres gestionnaires de réseau sont entrés dans la NCG avec leurs zones de marché respectives. Il s'agit de GVS Netz GmbH ("GVS"), d'Eni Gas Transport Deutschland S.p.a. ("Eni Gas Transport"), filiale d'Eni, et de GRTgaz Deutschland GmbH ("GRTgaz"), filiale de GdF.

5. ÉVALUATION PRÉLIMINAIRE

5.1. Marchés en cause

5.1.1. Marchés de produits en cause

(13) Dans plusieurs décisions antérieures, la Commission a défini un marché du transport de gaz (13) distinct de ceux de la vente ou de l'approvisionnement.

(14) En ce qui concerne le marché du transport de gaz, il convient d'établir si les capacités de transport sont attribuées sur une base ferme ou interruptible(14). Si les expéditeurs recourent parfois à des capacités interruptibles en cas de pénurie de capacités fermes, ils considèrent cependant, d'après l'enquête sur le marché, que les capacités fermes et les capacités interruptibles ne sont pas substituables (15).

(15) Il convient d'établir une distinction supplémentaire entre le transport de gaz de type H et le transport de gaz de type B. Le gaz de type H, qui est un gaz à haut pouvoir calorifique, se distingue qualitativement du gaz B, un gaz à faible pouvoir calorifique. Ces deux types de gaz sont transportés par des gazoducs différents et sur des réseaux distincts.

(16) Sur le marché de l'approvisionnement en gaz (16), il ressort de la pratique décisionnelle de la Commission que l'on peut distinguer différents marchés pour la vente de gaz aux grossistes et aux clients finals (marché de détail). En ce qui concerne les activités de gros, la Commission (17) et le Bundeskartellamt (18) définissent généralement deux marchés de gros distincts en Allemagne. Au premier niveau des activités de gros, des entreprises gazières suprarégionales qui achètent (importent) du gaz aux producteurs (étrangers pour la plupart) approvisionnent notamment des grossistes régionaux qui ne disposent pas d'un accès propre à la production de gaz. Au second niveau des activités de gros, ces grossistes régionaux vendent du gaz à de petits distributeurs locaux et régionaux (des "Stadtwerke" (19) pour la plupart). Par ailleurs, les entreprises gazières suprarégionales vendent aussi du gaz directement aux Stadtwerke (20).

(17) Au niveau de l'approvisionnement en gaz des clients finals, la Commission et le Bundeskartellamt définissent généralement des marchés distincts pour l'approvisionnement des gros clients industriels et des plus petits clients (les particuliers et les petits clients commerciaux) (21). Par rapport à la catégorie des particuliers, la catégorie des clients industriels jouit d'un plus grand nombre de possibilités et d'incitations pour changer de fournisseur.

5.1.2. Marché géographique en cause

(18) La Commission considère les réseaux de transport de gaz comme des monopoles naturels. En effet, pour approvisionner ses clients en gaz, il faut un accès à l'infrastructure gazière existante. Dans la plupart des cas, il n'est pas économiquement viable de construire des réseaux de gaz parallèles concurrents (22). Les expéditeurs qui souhaitent approvisionner des clients raccordés au réseau d'EGT doivent donc accéder à ce réseau par ses points d'entrée.

(19) En ce qui concerne le réseau de gaz de type B d'E.ON, la Commission peut conclure qu'il n'existe aucune pression concurrentielle effective des réseaux gaziers contigus existants ou d'éventuels projets de nouvelles connexions par gazoduc. Le réseau de gaz de type B d'EGT, qui n'est partie à aucune coopération entre zones de marché, doit donc être considéré comme un marché géographique en cause.

(20) Ces considérations valent également pour le réseau de gaz de type B d'E.ON, du moins jusqu'à octobre 2008. Jusqu'à cette date, la zone de marché du gaz de type B d'E.ON était délimitée par son réseau de gaz de type B dans la mesure où seuls les points d'entrée d'EGT permettaient d'approvisionner les clients raccordés au réseau de cette dernière. Depuis la création de la zone de marché NCG en octobre 2008 (et son extension en octobre 2009), les clients raccordés au réseau d'E.ON peuvent, dans une certaine mesure, être approvisionnés à partir d'autres points d'entrée dans la même zone de marché (NCG). Les expéditeurs qui souhaitent approvisionner des clients raccordés au réseau d'EGT peuvent donc aussi recourir aujourd'hui, par exemple, à un point d'entrée de Bayernets ou de GVS sans autre exigence en matière de réservation. Aux fins de la présente décision, tous les points d'entrée donnant accès au réseau d'EGT peuvent, par conséquent, être considérés comme faisant partie du même marché en cause.

(21) Dans des décisions antérieures, la Commission a défini les marchés en aval de l'approvisionnement en Allemagne comme étant de portée régionale (étendus au réseau) (23). Bien que les marchés allemands du gaz aient été libéralisés de droit dès 1998, les possibilités réelles offertes aux concurrents d'exercer, de l'extérieur du réseau, une pression concurrentielle sur E.ON en proposant une offre alternative aux clients raccordés au réseau d'E.ON sont restées très limitées. La pénurie de capacités de transport fermes disponibles sur le réseau de gaz d'EGT est un obstacle important. Il semble donc approprié de définir les marchés de l'approvisionnement des distributeurs locaux et des petits distributeurs régionaux (approvisionnement de gros "à courte distance") ainsi que des clients finals (gros clients industriels, petits clients particuliers/commerciaux) comme n'étant pas plus étendus que le réseau.

(22) La situation n'a pas évolué avec la création de la zone de marché commune NCG. La coopération établie sur cette zone de marché est susceptible d'offrir à Bayerngas, à Eni, à GVS et à GdF des possibilités accrues d'exercer également des activités d'approvisionnement de clients raccordés au réseau d'E.ON, mais n'a pas encore produit de tels effets. Cette position est conforme à celle du BkartA, selon laquelle rien n'indique que la position d'E.ON et de Bayerngas sur le marché de l'approvisionnement en gaz ait sensiblement évolué depuis février 2008, lorsqu'elles ont entamé leur coopération sur la NCG (24). Les changements survenus récemment dans le contexte de la création de la zone de marché NCG ne peuvent être considérés comme suffisamment importants pour apporter une définition des marchés de l'approvisionnement de gaz qui soit différente de la définition classique.

5.2. Position d'E.ON sur le marché

(23) Selon l'évaluation préliminaire de la Commission, E.ON jouit d'une position dominante sur les marchés du transport de gaz de type H et de gaz de type B, ainsi que sur les marchés de l'approvisionnement en gros des distributeurs et de l'approvisionnement de détail des clients industriels sur les marchés géographiques en cause.

(24) E.ON détient, par l'intermédiaire de sa filiale EGT, un monopole naturel sur son réseau de transport. Jusqu'à octobre 2008, elle contrôlait l'ensemble des mises sur le marché des capacités d'entrée et de sortie du réseau d'EGT et du transport des capacités de transport de gaz de type H et de gaz de type B sur son réseau. Si les parts de marché sont restées inchangées à 100 % sur le réseau de gaz de type B d'EGT, la création de la NCG a fait évoluer la situation en ce qui concerne le gaz de type H. EGT représente environ [75 à 85 (*)] % du total des capacités fermes librement attribuables sur la zone de marché NCG, contre à peine [15 à 25 *] % pour les autres partenaires de la zone. Entre octobre 2008 et octobre 2009, période pendant laquelle E.ON et Bayernet étaient les seuls membres de la NCG, E.ON détenait même une part d'environ [90 à 100 *] % de l'ensemble des capacités fermes librement attribuables sur la NCG et, partant, également sur le réseau d'EGT.

(25) Même après la création de la zone de marché NCG, EGT reste donc de loin le principal fournisseur pour les capacités d'entrée sur le réseau de gaz de type H d'EGT et pour les clients établis dans cette zone, ce qui justifie l'évaluation préliminaire selon laquelle elle occupe une position dominante. La position dominante d'EGT pour les capacités d'entrée sur son réseau de gaz de type B est restée inchangée : la société fournit 100 % de ces capacités.

(26) En ce qui concerne les marchés de l'approvisionnement, E.ON jouit, selon l'évaluation préliminaire de la Commission, d'une position dominante sur le marché en gros de l'approvisionnement des distributeurs régionaux et locaux. Avec ses parts de marché très élevées, elle reste le principal fournisseur sur son réseau. Pour ce qui est du gaz de type H, il apparaît qu'E.ON25 détient, sur son réseau, une part de marché d'au moins environ [55 à 65 *] % pour l'approvisionnement en gros des distributeurs régionaux et locaux. Les autres fournisseurs présents sur ce marché sont très loin derrière E.ON : Enovos/Saar Ferngas détient, d'après les derniers calculs26, [10 à 20*] (27) % des parts de marché, Gas-Union [5 à 10*] %, RWE [5 à 10*] % et Wingas [0 à 5*] %. En outre, il est peu probable qu'Enovos/Saar Ferngas puisse se comporter comme un concurrent à part entière d'E.ON. En sa qualité de grossiste régional ("regionales Ferngasunternehmen") sur le réseau d'E.ON, elle est approvisionnée en grande partie par E.ON et dépend donc largement de cette dernière.

(27) E.ON est encore plus puissante sur le marché du gaz de type B, où elle réalise une part de marché de [75 à 85*] % pour l'approvisionnement des distributeurs locaux et régionaux. Parmi les fournisseurs restants, seule RWE détient une part plus significative de [10 à 20*] % - les parts des autres entreprises ne sont que marginales.

(28) D'après l'évaluation préliminaire de la Commission, E.ON occupe également une position dominante sur le marché de l'approvisionnement de détail des clients industriels sur son propre réseau, avec une part de marché très élevée d'environ [75 à 85*] % pour le gaz de type H et de [80 à 90*] % pour le gaz de type B (28). Bien que les clients industriels puissent généralement changer de fournisseur plus facilement que les particuliers, les chiffres des parts de marché démontrent que les changements de fournisseur ont été assez limités jusqu'à présent. Pour pouvoir approvisionner les clients industriels en gaz, les concurrents d'E.ON doivent disposer de capacités de transport sur le réseau d'EGT. Ainsi que le démontre l'examen de la présente affaire, c'est précisément l'accès insuffisant des concurrents au réseau d'EGT qui peut être considéré comme le principal obstacle à la concurrence. Dès lors, la Commission est en mesure de conclure qu'E.ON occupe une position dominante sur le marché de l'approvisionnement des clients industriels sur le marché géographique en cause.

5.3. Partie substantielle du marché commun

(29) Il ressort de l'évaluation préliminaire de la Commission que la zone couverte par le réseau de transport d'EGT constitue une part substantielle du marché intérieur au sens de l'article 102 du TFUE (29).

(30) E.ON est de loin le plus grand gestionnaire de réseau allemand. Les marchés géographiques concernés couvrent l'essentiel du territoire allemand (30). En 2007, la consommation totale de gaz en Allemagne s'est élevée à environ 991 TWh. La consommation de gaz dans la zone couverte par le réseau d'EGT a pu être estimée sur la base du volume total de gaz sorti dudit réseau. D'après les chiffres fournis par E.ON, les volumes de sortie se sont élevés à [...*] TWh pour le gaz de type B et à [...*] TWh pour le gaz de type H sur les réseaux d'EGT, sans compter les volumes de transit ([...*] TWh) transportés sur ces réseaux. Cette consommation estimée correspond plus ou moins à la consommation totale de gaz de la France, estimée, elle, à [...*] TWh (31).

5.4. Pratiques soulevant des problèmes de concurrence

(31) Dans son évaluation préliminaire, la Commission a exprimé la crainte qu'E.ON ait pu abuser de sa position dominante au sens de l'article 102 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne ("TFUE") en refusant de fournir du gaz par le biais de réservations à long terme sur son propre réseau de transport. Selon l'évaluation préliminaire, les réservations à long terme pourraient avoir eu pour effet de verrouiller l'accès des concurrents désireux de transporter et de vendre du gaz aux clients raccordés au réseau d'E.ON et, partant, de restreindre la concurrence sur les marchés en aval de l'approvisionnement en gaz.

Le réseau de gaz d'E.ON en tant qu'installation essentielle

(32) La Commission a considéré dans son évaluation préliminaire que le réseau de transport de gaz d'E.ON pouvait être considéré comme une installation essentielle, étant donné qu'il est objectivement nécessaire d'y accéder pour pouvoir exercer des activités sur les marchés de l'approvisionnement en gaz dans les zones couvertes par le réseau d'E.ON.

(33) Les capacités de transport disponibles sur le réseau de transport constituent un intrant nécessaire32 pour que les fournisseurs puissent transporter du gaz à destination de leurs clients (potentiels). Les fournisseurs concurrents souhaitant approvisionner des clients sur le réseau d'EGT n'avait pas d'autre choix que de recourir aux points d'entrée d'EGT pour atteindre leurs clients. Pour eux, il n'était pas réaliste de mettre sur pied une infrastructure de transport parallèle à celle d'E.ON, notamment à cause des coûts d'investissement élevés d'une telle entreprise, des risques en matière d'aménagement et de la durée de construction d'un gazoduc à haute pression33.

(34) Dans son évaluation préliminaire, la Commission a conclu que l'accès aux points d'entrée d'EGT paraissait toujours indispensable après la création de la zone de marché commune NCG (34). En effet, cette dernière n'a ajouté qu'un nombre très limité de points d'entrée supplémentaires, et EGT représente encore environ [75 à 85]* % du volume total des capacités d'entrée fermes librement attribuables dans cette zone. En outre, la coopération établie sur la zone de marché NCG n'a pas modifié le contrôle des réseaux participants : EGT reste propriétaire de son réseau de transport et est seule responsable de l'attribution des capacités aux points d'entrée et de sortie de son réseau35. Dans la nouvelle zone de marché NCG, les autres partenaires pouvaient théoriquement disputer à E.ON les clients raccordés au réseau d'EGT. Jusqu'à présent, cette possibilité n'est toutefois restée que pure théorie dans la mesure où aucune évolution notable de la concurrence sur le marché n'a été observée.

(35) La Commission a donc conclu provisoirement que l'accès aux capacités de transport sur le réseau d'E.ON constituait un apport indispensable pour les fournisseurs souhaitant disputer à E.ON les clients qui sont approvisionnés actuellement en aval par cette dernière.

E.ON a réservé la quasi-totalité des capacités de son propre réseau

(36) Il ressort de l'évaluation préliminaire de la Commission qu'E.ON (36) a réservé à long terme la plupart des capacités fermes (37) et librement attribuables (38) aux points d'entrée (39) donnant accès au réseau d'EGT (40). Cela a eu pour conséquence que les concurrents souhaitant transporter du gaz sur le réseau d'EGT n'ont eu pratiquement aucune capacité libre (41) à leur disposition. Cette situation de pénurie n'est pas le fruit de la concurrence existant sur le réseau de transport, mais bien de la réservation quasiment exclusive du réseau par E.ON (42).

(37) La Commission dispose d'éléments attestant que cette situation ne devrait pas s'améliorer dans les prochaines années et, partant, que les concurrents ne pourront pas livrer une concurrence libre et effective à E.ON. En effet, le volume actuel des capacités montre déjà clairement que la pénurie perdurera au moins jusqu'en 2019. Au cours de l'année gazière 2009-2010, les réservations d'E.ON en gaz de type H ont représenté [75 à 85*] % des capacités fermes librement attribuables disponibles. D'après les données fournies par E.ON, elles représenteront encore au moins [65 à 75*] % du total des capacités disponibles jusqu'en 2019. La part de réservation d'E.ON pourrait même augmenter à nouveau au-delà de cette date si l'on tient compte des réservations supplémentaires qui pourraient être effectuées dans l'intervalle. En ce qui concerne le gaz de type B, E.ON a réservé jusqu'à [90 à 100*] % (pour l'année gazière 2010-2011) des capacités disponibles, ne laissant pratiquement plus rien aux concurrents. Aujourd'hui déjà, les réservations d'E.ON à l'horizon 2019 représentent pas moins de [90 à 100*] % de l'ensemble des capacités fermes librement attribuables disponibles.

(38) Les concurrents souhaitant vendre du gaz aux clients raccordés au réseau de transport d'E.ON se trouvent donc face à un goulet d'étranglement permanent qui constitue une sérieuse entrave à leur capacité de transporter du gaz vers leurs clients existants ou potentiels.

(39) Cette situation de pénurie contraste avec la demande constante et élevée en capacités de transport qu'E.ON n'a pas pu satisfaire pour les clients de services de transport, comme en témoignent les nombreux rejets de demandes de transport constatés au cours de la période d'enquête. Il est probable, en outre, que le nombre de demandes "formelles" contribue à sous-estimer grandement la demande réelle (43).

(40) Selon la pratique décisionnelle de la Commission, les réservations de capacités à long terme peuvent être considérées comme un refus d'approvisionner en vertu de l'article 102 du TFUE (44). La Commission a confirmé récemment cette position en ce qui concerne les gazoducs dans l'affaire Gdf Suez (45). Il est utile de préciser, dans ce contexte, que le simple fait que le propriétaire de l'installation essentielle ait pu utiliser effectivement les capacités actuelles pour les besoins de ses activités d'approvisionnement ne suffit pas à exclure l'existence d'un abus au sens de l'article 102 du TFUE, selon la pratique décisionnelle établie (46).

(41) À la lumière des raisons exposées ci-dessus, la Commission conclut à titre préliminaire que les réservations à long terme d'E.ON d'une part substantielle des capacités d'entrée sur son réseau équivalent à un refus de fournir un intrant essentiel et peuvent constituer un abus de position dominante contraire à l'article 102 du TFUE, entravant, aux dépens des consommateurs, l'accès des concurrents aux marchés en aval de l'approvisionnement en gaz (47).

5.5. Effets sur le commerce entre États membres

(42) Dans son évaluation préliminaire, la Commission estime que le comportement susmentionné d'E.ON affecte le commerce entre États membres au sens de l'article 82 du TFUE. Selon la jurisprudence de la Cour de justice et la pratique décisionnelle de la Commission, aussi longtemps que l'effet est appréciable, il suffit d'une influence, directe ou indirecte, réelle ou potentielle, sur les courants d'échanges entre États membres pour remplir le critère d'une altération du commerce entre États membres (48). Selon l'évaluation préliminaire, le comportement d'E.ON est susceptible d'affecter le commerce entre États membres, notamment en exerçant une influence sur les flux d'importation et d'exportation ou en empêchant les concurrents étrangers de livrer concurrence à E.ON sur les marchés en aval de son réseau.

6. PROPOSITION D'ENGAGEMENTS

(43) E.ON conteste l'évaluation préliminaire de la Commission. Malgré ses objections, qui n'ont eu aucun effet sur les craintes exprimées par la Commission, elle a néanmoins proposé des engagements, en application de l'article 9 du règlement (CE) n° 1-2003, afin de répondre aux préoccupations de la Commission en matière de concurrence ("proposition d'engagements"). Les principaux aspects de cette proposition sont décrits ci-après.

(44) Dans un premier temps, E.ON a proposé de libérer des capacités d'entrée fermes librement attribuables sur son réseau de transport de gaz d'ici octobre 2010 ("libération immédiate de capacités"). Cette libération immédiate de capacités vise à mettre d'importantes capacités à la disposition des acteurs du marché à court terme. La mesure porte sur un volume total de 17,8 GWh/h, dont 10 GWh/h de capacités de gaz de type H et 7,8 GWh/h de capacités de gaz de type B.

(45) Les points d'entrée de gaz de type H concernés sont les suivants (entre parenthèses, le volume de capacités libérées selon la proposition d'engagements): Waidhaus (3 469 MWh/h), Emden NPT (1 250 MWh/h), Dornum (500 MWh/h), Emden EPT (250 MWh/h), Eynatten / Raeren (2 250 MWh/h), Oude Statenzijl (500 MWh/h), Achim (171 MWh/h), Bocholtz (44 MWh/h), Oberkappel (364 MWh/h) et Lampertheim (1,200 MWh/h).

(46) Pour le gaz de type B, la proposition d'engagements d'E.ON concerne les points d'entrée suivants : Emsbüren (2 193 MWh/h), Drohne (1 413 MWh/h), Steinbrink (187 MWh/h), Vreden (1 400 MWh/h) et Elten (2 565 MWh/h).

(47) Dans un second temps, E.ON a proposé de poursuivre la réduction de sa part globale dans la réservation de capacités d'entrée fermes librement attribuables ("réduction à long terme") sur la zone de marché NCG (pour le gaz de type H), en la ramenant à 50 % d'ici octobre 2015. En ce qui concerne le réseau de gaz de type B, E.ON a proposé une nouvelle réduction globale de sa part dans les réservations, qui sera abaissée à 64 % d'ici octobre 2015. E.ON peut atteindre ces seuils en restituant des capacités au GRT ou en prenant des mesures visant à accroître les capacités sur le réseau (par l'investissement ou au moyen d'une coopération entre zones de marché). E.ON s'est engagée à ne pas dépasser ces seuils avant 2025 (49).

(48) E.ON conservera un certain nombre de possibilités de réserver des capacités. Par exemple, E.ON peut toujours réserver des capacités interruptibles et, au cours des deux premières années de la libération immédiate, des capacités à court terme (d'une durée maximale d'un an) qui n'ont pas été réservées par des tiers un mois avant le début de l'année gazière pour laquelle les capacités sont libérées (50). De plus, à partir d'octobre 2011, E.ON pourra également réserver des capacités à long terme à condition que sa part globale dans les réservations diminue progressivement pour atteindre, d'ici octobre 2015, un seuil de 50 % pour le gaz de type H et de 64 % pour le gaz de type B.

(49) Un administrateur indépendant sera chargé de contrôler le respect des engagements par E.ON.

7. COMMUNICATION DE LA COMMISSION AU TITRE DE L'ARTICLE 27, PARAGRAPHE 4

(50) En réponse à la publication, le 22 janvier 2010, d'une communication en application de l'article 27, paragraphe 4, du règlement (CE) n° 1-2003 ("avis de consultation du marché"), la Commission a reçu 20 observations de la part de tiers intéressés. De manière générale, les répondants ont accueilli favorablement la proposition d'engagements et ont confirmé que la libération de capacités proposée pouvait, en principe, répondre aux préoccupations exprimées par la Commission dans son évaluation préliminaire. Les observations reçues par la Commission ne l'ont pas conduite à relever de nouveaux problèmes de concurrence dans le contexte de la proposition d'engagements et ne contenaient aucun élément pouvant l'amener à reconsidérer les problèmes recensés dans son évaluation préliminaire. Plusieurs répondants ont toutefois proposé certaines modifications à la proposition d'engagements pour rendre la libération de gaz plus effective. Ces observations portaient notamment sur quatre points :

Sélection des points d'entrée en vue de la libération immédiate

(51) Un grand nombre de répondants ont critiqué le fait que l'attribution de capacités proposée par E.ON ne correspondait pas pleinement à la demande réelle. Le volume des capacités libérées a été jugé trop faible aux points d'entrée Oude Statenzijl, Bocholz, Vreden et Oberkappel. En outre, il a été fait état de la nécessité de fournir des capacités au point d'entrée Bunder Tief, qui ne figurait pas dans la proposition d'engagements.

(52) Par ailleurs, des tiers ont critiqué le fait que les capacités proposées pour la libération immédiate à certains points étaient supérieures à la demande estimée. D'après les observations reçues, les capacités libérées aux points d'entrée Eynatten, Lampertheim, Emsbüren et Drohne pourraient être réduites. Il ressort également de la consultation des acteurs du marché que le point d'entrée Achim n'a peu ou pas d'utilité pour les tiers, étant donné sa situation particulière. Il ne serait donc pas pertinent d'inscrire ce point dans le cadre de la libération immédiate.

(53) La Commission juge pertinentes les observations concernant l'attribution des capacités au titre de la libération immédiate.

Procédure d'attribution en vue de la libération immédiate

(54) Bon nombre d'acteurs consultés ont critiqué le mécanisme actuel d'attribution des capacités, qui devra servir à attribuer les capacités libérées. Les critiques portaient notamment sur le système "premier arrivé, premier servi" et sur le fait que la durée maximale des réservations n'est pas limitée. Des tiers ont estimé que ce système ne serait pas adapté à une attribution équitable et efficace des capacités libérées. Ils ont donc demandé soit une modification de la procédure d'attribution, soit une limitation de la durée possible des réservations relevant de la libération immédiate, afin de réduire le risque que les inconvénients perçus du système d'attribution actuel puissent être "perpétués" par des réservations à long terme des capacités libérées (51). Si la Commission estime que la procédure d'attribution prévue pour la libération immédiate doit être conforme au cadre juridique et réglementaire applicable en Allemagne, elle partage l'avis de nombreux répondants selon lequel, dans un premier temps (les deux premières années de la libération immédiate), les capacités ne doivent être mises sur le marché que pour une durée maximale de deux ans. Une telle procédure est susceptible d'accroître l'efficacité des engagements.

Libération de capacités de sortie contiguës

(55) Un certain nombre de répondants ont critiqué le fait qu'E.ON ne libérerait aucune capacité de sortie contiguë aux points d'entrée concernés détenus par cette dernière. Ils ont fait observer que, pour accéder au réseau d'E.ON, certains concurrents pourraient (52) avoir besoin non seulement de capacités d'entrée à ce point, mais aussi des capacités de sortie au point contigu qui leur permettent de quitter le réseau "en amont". Les concurrents qui ne sont pas approvisionnés à la frontière, mais entendent l'être au point d'échange virtuel du réseau contigu, pourrait être empêchés d'accéder au réseau d'E.ON en dépit des capacités libérées à ce point d'entrée. D'après l'enquête de la Commission, E.ON ne détient des capacités de sortie contigües qu'à un seul point d'entrée concerné par la libération immédiate (celui d'Oude Statenzijl) et uniquement en faibles quantités par rapport aux capacités détenues au point d'entrée contigu. Pour Oude Statenzijl, la Commission juge pertinente la demande de libération d'un volume approprié de capacités de sortie contigües.

Redevances d'accès au réseau

(56) D'après la consultation des acteurs du marché, le risque existe que toutes les capacités ne soient pas encore acquises au cours des deux premières années de la libération immédiate, compte tenu du court laps de temps disponible entre l'adoption de la décision et le début de l'année gazière 2010-2011 et des effets du marasme économique actuel (53). Des tiers se sont plaints du fait que le droit d'E.ON Ruhrgas de restituer des capacités et de transférer le risque financier au GRT puisse contribuer à augmenter les tarifs généraux d'accès au réseau, ce qui pénaliserait tous les utilisateurs du réseau et conférerait à E.ON un avantage sur d'autres expéditeurs grâce à des économies de coûts liés aux capacités (54). Des tiers ont donc proposé qu'E.ON soit uniquement dispensée de l'obligation de payer les tarifs d'accès pour les capacités restituées au GRT si ces capacités sont effectivement acquises par des concurrents. La Commission considère que le risque existe que toutes les capacités ne soient pas acquises au cours des deux premières années de la libération immédiate et que des mesures doivent être prises pour éviter tout effet préjudiciable aux concurrents. Elle estime que la solution proposée par les tiers pour cette période serait appropriée pour remédier à ce problème (55).

Autres observations

(57) D'autres observations n'ont pas été prises en compte parce qu'elles portaient sur des points qui ne relèvent pas de la procédure ou n'ont pas pu être considérées comme des arguments valables eu égard à l'efficacité de la proposition d'engagements. Entre autres griefs, des répondants se sont plaints de manière générale du cadre réglementaire allemand ou ont demandé l'application de mesures correctives qui n'auraient eu aucun lien direct avec l'infraction présumée de la présente affaire, comme par exemple l'accès aux installations de stockage et de fluidification ou la libération de capacités de sortie dans d'autres zones de marché. Certains tiers préféraient que la libération de l'ensemble des capacités ait lieu avant 2015 et d'autres ont demandé que les capacités offertes dans la proposition d'engagements soient plus élevées. Selon la Commission, ces propositions seraient néanmoins disproportionnées.

(58) Le 8 mars 2010, la Commission a informé E.ON des observations reçues dans le cadre de la consultation des acteurs du marché. En réponse à ces observations, E.ON a présenté, le 26 mars 2010, une version révisée de ses engagements (les "engagements finaux") prenant en considération lesdites observations.

(59) Les engagements finaux adaptent les capacités offertes aux différents points d'entrée dans le cadre de la libération immédiate en fonction des résultats de la consultation des acteurs du marché. Ils instaurent également une procédure de libération immédiate en deux étapes, en vertu de laquelle les capacités sont, dans un premier temps, restituées et libérées pour une durée de deux ans. Dans un second temps (à partir d'octobre 2012), les capacités seront libérées pour toute la durée des réservations correspondantes. La "libération à long terme" (points 6 et suivants du texte des engagements) n'est pas concernée par cette modification. E.ON offre également des capacités de sortie contiguës à un point d'entrée couvert par la libération aux entreprises qui acquièrent les capacités d'entrée libérées, pour autant qu'elle conserve les réservations fermes desdites capacités de sortie (à hauteur des capacités d'entrée libérées). Ces capacités seront offertes aux tiers intéressés sur le marché secondaire des capacités56. Enfin, E.ON a également ajouté un engagement en vertu duquel elle continuera, au cours des deux premières années, de payer les tarifs d'accès au réseau pour les capacités libérées immédiatement, sauf si celles-ci sont effectivement acquises par des concurrents.

(60) À la lumière des résultats de la consultation des acteurs du marché, la Commission considère les engagements finaux comme suffisants pour résoudre efficacement les problèmes de concurrence relevés dans son évaluation préliminaire.

8. PROPORTIONNALITÉ DES ENGAGEMENTS FINAUX

(61) Selon une jurisprudence constante, le principe de proportionnalité exige que les actes des institutions communautaires soient adéquats et ne dépassent pas les limites de ce qui est approprié et nécessaire pour atteindre le but recherché (57). Lorsque plusieurs mesures appropriées sont possibles, il convient de choisir la moins contraignante et les inconvénients qui en résultent ne doivent pas être disproportionnés au regard des objectifs poursuivis (58).

(62) Dans son évaluation de la proportionnalité des engagements proposés en vertu de l'article 9 du règlement n° 1-2003, la Commission tient compte du fait que ce n'est pas de sa propre initiative, à la suite d'une infraction établie en application de l'article 7, paragraphe 1, du règlement n° 1-2003, qu'elle impose ces engagements, mais que ceux-ci sont volontairement proposés par l'entreprise cherchant à mettre fin à la procédure sans adoption d'une décision reconnaissant formellement l'existence d'une infraction.

(63) Les engagements finaux proposés par E.ON constituent une solution appropriée aux problèmes de concurrence relevés par la Commission dans son évaluation préliminaire dans la mesure où ils suppriment effectivement les congestions aux points d'entrée du réseau d'E.ON qui découlent des réservations importantes de capacités à long terme effectuées par cette dernière, permettant ainsi aux concurrents de livrer concurrence à E.ON sur les marchés en aval de l'approvisionnement en gaz. Les conditions et la portée fixées pour la libération sont également nécessaires pour résoudre les problèmes relevés dans la mesure où le résultat atteint par les engagements finaux n'aurait pas pu l'être avec d'autres mesures de portée plus limitée. Les engagements finaux peuvent également être considérés comme une solution appropriée et proportionnée aux problèmes de concurrence constatés. D'une part, la libération ne constitue pas une charge disproportionnée pour E.ON, et d'autre part, la stratégie potentielle de verrouillage du principal opérateur gazier allemand est susceptible d'avoir touché un très grand nombre de clients de services de transport et d'approvisionnement raccordés au réseau de transport de gaz d'E.ON et, partant, d'avoir causé un grave préjudice aux consommateurs.

(64) En outre, la consultation ouverte en vertu de l'article 27, paragraphe 4, du règlement (CE) n° 1-2003 a confirmé l'évaluation de la Commission selon laquelle les engagements offerts modifiés par les engagements finaux sont une solution appropriée aux problèmes de concurrence relevés sur les marchés allemands du gaz.

Proportionnalité de la libération immédiate

(65) En ce qui concerne la libération immédiate, qui oblige E.ON à libérer environ 18 GWh/h de capacités d'entrée d'ici octobre 2010 (10 GWh/h pour le gaz de type H et 7,8 GWh/h pour le gaz de type B), la portée de la libération et la répartition des capacités libérées aux différents points d'entrée proposés peuvent être considérés comme une solution appropriée. La libération immédiate permettra de libérer immédiatement environ 15 % des capacités de transport fermes librement attribuables actuelles dans les zones de marché du gaz de type H et du gaz de type B. Elle permettra aux expéditeurs tiers de renforcer rapidement leur présence sur les marchés en aval de l'approvisionnement concernés et d'accroître à court terme la pression concurrentielle exercée sur E.ON. Pour E.ON, la proposition de libérer 17,8 GWh/h à court terme équivaut à [15 à 25*] % des capacités détenues actuellement par E.ON Ruhrgas. La portée de la libération immédiate proposée par E.ON sera donc suffisante pour stimuler fortement la concurrence sans imposer pour autant une charge disproportionnée à E.ON.

(66) En ce qui concerne la répartition des capacités aux différents points d'entrée, l'offre d'E.ON modifiée par les engagements finaux59 paraît appropriée compte tenu des résultats de la consultation des acteurs du marché et de la demande estimée, comme en témoignent notamment les résultats de la procédure de souscription libre des capacités ("open scason") conduite par E.ON en 2008 et de l'état des réservations aux points d'entrée concernés (60). Les capacités offertes maintiennent également un certain équilibre régional dans la mesure où elles concernent des points d'entrée de gaz provenant des principales sources (norvégienne, néerlandaise et russe, notamment).

(67) La procédure d'attribution modifiée en vue de la libération immédiate, en vertu de laquelle E.ON s'engage, dans un premier temps (61), à ne mettre des capacités sur le marché que pendant deux ans, contribuera à renforcer la probabilité que toutes les capacités concernées par la libération immédiate soient disponibles sur le marché dans les conditions les plus concurrentielles possibles, conformément au cadre juridique allemand.

Proportionnalité de la libération à long terme

(68) La libération à long terme, qui oblige E.ON à ramener à terme sa part dans les réservations des capacités disponibles sur la NCG et sur le réseau de gaz de type B à 50 % et à 64 % respectivement d'ici octobre 2015, peut également être considérée comme une solution proportionnée. Pour ce qui est de la portée de la réduction, la proposition d'E.ON de poursuivre la réduction de sa part dans les réservations de gaz de type H pour la ramener à 50 % d'ici 2015 peut être considérée comme suffisante pour remédier pleinement aux problèmes de concurrence relevés sur le marché du gaz de type H. La libération permettra de mettre d'importantes capacités de transport à la disposition des concurrents, leur donnant pour la première fois la possibilité de livrer une concurrence effective à E.ON sur son terrain d'activité "traditionnel". Il importe également de noter que la libération à long terme revêt un caractère structurel dans la mesure où les capacités seront restituées sur une base durable, ce qui garantira que les effets de l'engagement ne dépendent pas du comportement futur d'E.ON. Compte tenu des différents moyens qui permettront à E.ON de réduire sa part dans les réservations (par exemple par une coopération entre zone de marché ou par l'investissement62) et du délai suffisamment long dont elle dispose pour atteindre son objectif de réduction final (octobre 2015), la réduction à 50 % de la part d'E.ON dans les réservations ne peut être considérée comme disproportionnée (63). La réduction de la part de réservation d'E.ON à 50 % permettra à d'autres fournisseurs de livrer une concurrence effective à E.ON sur les marchés de l'approvisionnement en gaz en cause. En supprimant le goulet d'étranglement au niveau des capacités, cette mesure offre une solution claire qui permet à la Commission de conclure avec certitude que tout verrouillage de l'accès des concurrents sera exclu à l'avenir64.

(69) Compte tenu des spécificités du marché allemand du gaz de type B, la proposition d'E.ON de réduire sa part de réservation de gaz de type B à 64 % paraît suffisante pour résoudre les problèmes de concurrence existants. Le gaz de type B est importé en Allemagne auprès d'un nombre limité de sources, néerlandaises pour la plupart. Le marché est nettement plus étroit que celui du gaz de type H, tant au niveau de la portée géographique que des volumes de gaz transportés. Par ailleurs, la demande en capacités de gaz de type B et le nombre de concurrents existants et potentiels sur ce marché sont beaucoup plus limités que sur le marché du gaz de type H. La libération proposée est donc suffisante pour permettre à ces concurrents potentiels de livrer concurrence à E.ON et de renforcer leur position sur le marché. Par ailleurs, l'engagement d'E.ON concernant le marché du gaz de type B offre une solution claire qui permet à la Commission de conclure avec certitude que tout verrouillage de l'accès des concurrents sera exclu à l'avenir.

(70) E.ON s'engage à respecter les objectifs de réduction jusqu'à l'année gazière 2025-2026. La durée de l'engagement doit être suffisamment longue pour permettre l'entrée viable de concurrents en aval et l'établissement de conditions concurrentielles sur les marchés du transport et de l'approvisionnement en gaz, compte tenu, notamment, de la longue durée des contrats conclus sur ces marchés et du temps nécessaire pour attirer de nouveaux clients et gagner des parts de marché sur les marchés de l'approvisionnement en gaz.

(71) En ce qui concerne la nécessité de désigner un administrateur indépendant, la Commission considère qu'il est indispensable d'exercer un contrôle particulièrement rigoureux, étant donné la complexité et la durée assez longue du processus de libération des capacités. Cette exigence est également conforme à la pratique décisionnelle de la Commission relative à l'application des articles 101 et 102 et du TFUE65 et du règlement sur les concentrations (66).

Conclusion

(72) La Commission considère que les mesures de libération immédiate et de libération à long terme de capacités de transport proposées E.ON constituent un moyen efficace et proportionné de remédier aux problèmes de concurrence relevés par la Commission dans son évaluation préliminaire.

9. CONCLUSION

(73) En arrêtant une décision en vertu de l'article 9, paragraphe 1, du règlement (CE) n° 1-2003, la Commission donne force obligatoire aux engagements finaux proposés par les entreprises concernées afin de résoudre les problèmes de concurrence relevés dans son évaluation préliminaire. Le considérant 13 du préambule du règlement (CE) n° 1-2003 précise qu'une telle décision ne doit pas établir s'il y a eu ou s'il y a toujours une infraction.

(74) À la lumière des engagements offerts, la Commission considère qu'il n'y a plus lieu qu'elle agisse et, sans préjudice de l'article 9, paragraphe 2, du règlement (CE) n° 1-2003, la procédure engagée en l'espèce doit donc être clôturée.

(75) La Commission conserve toute latitude pour enquêter sur les pratiques ne faisant pas l'objet de la présente décision et ouvrir à leur égard une procédure en application de l'article 102 du traité et de l'article 54 de l'accord EEE.

A adopté la présente décision :

Article premier

Les engagements joints en annexe (présentés par E.ON AG pour l'ensemble du groupe E.ON) sont rendus obligatoires pour E.ON, ses filiales, notamment EGT et E.ON Ruhrgas, et toutes les entreprises sous leur contrôle.

Article 2

Il est mis fin à la procédure dans la présent affaire.

Notes :

1. Avec effet au 1er décembre 2009, les articles 87 et 88 du traité CE deviennent respectivement les articles 107 et 108 du TFUE. Dans les deux cas, les dispositions sont, en substance, identiques. Aux fins de la présente décision, les références faites aux articles 101 et 102 du TFUE s'entendent, s'il y a lieu, comme faites respectivement aux articles 81 et 82 du traité CE. Le TFEU a aussi modifié la terminologie, par exemple en remplaçant "Communauté" par "Union" et "marché commun" par "marché intérieur". Cette décision est basée sur la terminologie du TFEU.

2 http://www.eon.com/en/downloads/EON_Company_Report_2009_.pdf

3 Rapport annuel 2009 d'E.ON, page 19, extrait le 11 mars 2010.

http://www.eon.com/en/downloads/E.ON_Finanzbericht_2009_EN.pdf

4 Le 31 août 2008, E.ON Ruhrgas a cédé formellement la propriété de l'infrastructure domestique de transport à E.ON Gastransport GmbH.

5 Rapport annuel 2007 d'E.ON Ruhrgas, page 3, extrait le 11 mars 2010. http://www.eon-ruhrgas.com/cps/rde/xbcr/SID-23505FF7-C20F654B/ercorporate/EON_07_Jahresbericht_D.pdf

6 Le point d'échange virtuel ne se situe pas à un point physique d'entrée ou de sortie. Il permet l'échange de quantités de gaz après l'entrée et avant la sortie sur un marché donné. Le point d'échange virtuel permet d'acheter ou de vendre des quantités de gaz sans disposer de capacités réservées.

7 Voir BnetzA, décision du 17.11.2006, affaire BK7-06-074. L'obligation de proposer l'option de réservation entrée/sortie existe depuis 2005.

8 Pour autant qu'il y ait des capacités disponibles au point de sortie.

9 Article 6, paragraphe 3, deuxième phrase, de la GasNZV.

10 Les capacités attribuables sur une base restrictive font l'objet de restrictions d'attribution et permettent uniquement le transport d'un point d'entrée vers un point de sortie unique prédéfini dans la zone de marché (souvent un point de sortie vers un réseau contigu). Elles ne permettent pas non plus d'accéder au point d'échange virtuel. Le fait que les capacités librement attribuables donnent la possibilité aux expéditeurs d'accéder à n'importe quel point de sortie du réseau d'E.ON est essentiel pour leur permettre de concurrencer effectivement E.ON dans sa zone de marché. Par contre, les capacités attribuables sur une base restrictive n'offrent, par définition, qu'un nombre très limité de possibilités d'approvisionner des clients en gaz.

11 Vereinbarung über die Kooperation gemäß § 20 Abs. 1 b) EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen v. 19.7.2006.

12 Voir note n° 8.

13 Voir, par exemple, les affaires IV-493 - Tractebel/Distrigas II (point 27 et suivants) ; COMP-M.3410 - Total/Gaz de France, points 15-16 ; COMP-M.3696 - E.ON-MOL, point 97. On notera que, dans des affaires antérieures, la Commission a également défini d'autres marchés liés aux infrastructures, tels que le marché du stockage, comprenant éventuellement d'autres services liés à la flexibilité du gaz ; voir, par exemple, les affaires IV-M.1383 - Exxon/Mobil (point 69) ou COMP-M.3868 - Dong/Elsam/Energi E2, points 50-70.

14 Les capacités peuvent être réservées sur une base ferme ou interruptible. Alors que le GRT garantit, en principe, le transport de capacités fermes dans des conditions normales, il a le droit de refuser le transport de capacités interruptibles réservées si un tel transport n'est pas possible (p. ex. en cas de congestion du réseau). Dans ce cas, le GRT remboursera généralement les montants déboursés pour le transport refusé, mais ne sera soumis à aucune autre obligation financière (comme c'est le cas pour les capacités fermes), voir également l'article 5 et l'article 44 de l'annexe 3 de la "Kooperationsvereinbarung" du 29.7.2008.

15 C'est ce que confirme également le BnetzA dans sa décision du 5 mai 2006, dans laquelle il précise que, pour les expéditeurs, il existe des différences notables entre les capacités fermes et les capacités interruptibles. Le BnetzA considère en outre dans sa décision que le refus du GRT de vendre des capacités fermes et d'offrir à la place des capacités interruptibles doit être considéré comme un refus d'approvisionnement au sens de l'article 20, paragraphe 2, de la EnWG. Voir la décision de la Bundesnetzagentur du 5 mai 2006, BK7-06-008, page 6 : "...ein Aliud im Verhältnis zu den begehrten festen Kapazitäten.... "

16 Également dénommés marchés de la "vente de gaz".

17 Voir, par exemple, les affaires IV-M.1383 - Exxon/Mobil (point 111); COMP-M. 1673 - Veba/Viag; point 184; COMP-M.2822 - EnBW/ENI/GVS, points 14-15; COMP-M.4890 Arcelor/Ferngas, point 11; COMP-M.4110 E.ON / Endesa, points 13 et 14; COMP-M.5467 - RWE/Essent, point 100.

18 Voir, par exemple, la décision du Bundeskartellamt du 12.3.2007 dans l'affaire de concentration RWE - Saar Ferngas, AG (B 8 - 40000 - U 62-06), page 12 et suivantes. 19 Dans la présente affaire, le terme "Stadtwerke" recouvre à la fois les distributeurs locaux et régionaux, c'est-à-dire également les distributeurs qui, contrairement aux Stadtwerke proprement dits, couvrent plus d'une municipalité.

20 Les entreprises gazières suprarégionales et régionales vendent aussi des quantités de gaz directement aux consommateurs finals (principalement de gros clients industriels). 21 Voir par exemple l'affaire COMP-M.5467 - RWE/Essent, point 100 ; la décision du BkartA du 6 juillet 2009, B8-96-08 EnBW/EWE, point 33; la décision du BkartA du 5 mars 2009, B8-163-08 Saar Ferngas/ESW (Stadtwerke Landau).

22 Voir, par exemple, l'affaire COMP-M.3696 - E.ON/MOL, point 97: "monopole naturel"; voir également le MEMO-06-481 relatif aux procédures d'infraction concernant les niveaux insuffisants de dissociation. Voir aussi Monopolkommission, Sondergutachten, Strom und Gas 2007, point 434; Hauptgutachten XIV (2000-2001), point 842. Enfin, la dimension de "monopole naturel" de l'infrastructure gazière est au coeur des directives sur le gaz, qui visent à ouvrir les marchés européens du gaz à la concurrence. Contrairement à ce qui est prévu pour les marchés (potentiellement) concurrentiels de la vente de gaz, l'infrastructure gazière fait l'objet d'une régulation constante, notamment avec les exigences d'accès des tiers et de dissociation.

23 Voir, par exemple, l'affaire IV-M.713 - RWE/Thyssengas, points 15-19 et l'affaire COMP-M.2822 - EnBW/ENI/GVS.

* 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. 24 Voir également dans ce contexte la décision récente du Bundeskartellamt du 5 mars 2009 dans l'affaire de concentration SFG - ESW, (B 8 - 163-08), page 9 et suivantes.

25 Y compris les filiales d'E.ON : Ferngas Nordbayern (détenue à 70 % par E.ON), E.ON Avacon (détenue à 67,8 % par E.ON, parts propres d'E-ON Avacon: 1,9%) et Erdgasversorgung Thüringen- Sachsen mbH (EVG) (détenue à 50 % par E.ON) (voir le Konzernverzeichnis d'E.ON au 31 décembre 2008 http://www.eon.com/de/downloads/081231_Konzernverzeichnis_de.pdf). Parmi ces trois entreprises, EVG détient, avec [0 à 5*] % au maximum, la plus faible part de marché sur la zone de marché d'EGT.

26 Ces calculs se basent notamment sur les chiffres publiés dans le récent rapport concernant l'enquête sectorielle du BkartA sur les marchés allemands du gaz (voir BkartA, "Sektoruntersuchung - Kapazitätssituation in den deutschen Gasfernleitungsnetzen", rapport publié le 17.12.2009).

27 Dans la présente section, les chiffres ont été remplacés, pour des raisons de confidentialité, par des fourchettes entre crochets.

28 Ces calculs se basent notamment sur les chiffres publiés dans le récent rapport concernant l'enquête sectorielle du BkartA sur les marchés allemands du gaz (voir "Sektoruntersuchung - Kapazitätssituation in den deutschen Gasfernleitungsnetzen" du BKartA, rapport publié le 17.12.2009).

29 Voir également dans ce contexte la décision du 18 mars 2009 dans l'affaire COMP-39.402 - RWE Verrouillage des marchés du gaz.

30 Dans l'affaire C-475-99 Ambulanz Glöckner, Recueil 1999, p. I-8089, point 38, la Cour a estimé que la région de Rhénanie-Palatinat (l'un des Länder allemands) pouvait constituer une part substantielle du marché intérieur "eu égard à la superficie étendue du territoire de ce Land, qui est de près de 20 000 km2, et au nombre très élevé de ses habitants, qui est d'environ quatre millions, lequel est supérieur à la population de certains États membres". 31 Voir le rapport de la Commission de régulation de l'énergie : "Le marché de détail du gaz", 3ème trimestre 2009, page 29 (http://www.cre.fr/fr/content/download/9189/159413/file/2009Observatoire3emeTrim.pdf)

32 Voir également, à cet égard, l'arrêt de la Cour du 26 novembre 1998 dans l'affaire C-7/97 Oscar Bronner, points 44-46, Recuei1 1998, p. I-7791.

33 Voir également, dans ce contexte, la décision de la Commission du 18.3.2009 - RWE Verrouillage des marchés du gaz, point 15, la décision COMP-39.316 - GdF Suez de la Commission du 4.12.2009, point 27, et la décision BK4-07-106 (fehlender Leitungswettbewerb im E.ON Fernleitungsnetz) du BNetzA du 5 décembre 2008.

34 Voir le point 12 ci-dessus.

35 On peut faire observer que les clients de services de transport de gaz ne perçoivent toujours pas le point d'échange virtuel de la zone de marché NCG comme une option alternative, compte tenu des quantités très limitées qui y sont disponibles.

36 Par l'intermédiaire de sa filiale E.ON Ruhrgas.

37 Voir le point 14 ci-dessus.

38 Voir le point 11 ci-dessus. 12

39 La Commission a considéré qu'elle ne devait pas tenir compte des réservations aux points de sortie dans son analyse, car les expéditeurs qui réservent des capacités d'entrée ont la garantie d'obtenir également des capacités de sortie. Cela signifie qu'une pénurie de capacités de sortie ne devrait en principe pas constituer un obstacle pour les concurrents souhaitant concurrencer E.ON. De même, les points d'entrée internes destinés au stockage n'ont pas été pris en considération dans le calcul des capacités techniquement disponibles, car même si un concurrent pouvait accéder à l'une des installations de stockage d'E.ON, il devrait, en principe, d'abord acheminer du gaz sur le réseau d'EGT pour pouvoir constituer un stock. Pour exploiter des installations de stockage, il faut donc réserver des capacités d'entrée non destinées au stockage sur le réseau d'EGT. Le point d'entrée à prendre en considération pour l'approvisionnement des clients raccordés au réseau ne sera donc pas celui qui permet l'entrée de gaz vers un site de stockage, mais bien celui qui permet l'entrée préalable de gaz sur le réseau d'EGT.

40 Après octobre 2008 : le réseau NCG.

41 D'après l'enquête, les capacités libres s'élèvent à environ [0 à 5*] % pour le gaz de type H et à [0 à 5*] % pour le gaz de type B. 42 Entre 2006 et 2010, les réservations de tiers n'ont représenté que [10 à 25*] % pour le gaz de type H et [0 à 5*] % pour le gaz de type B.

43 Voir également la décision COMP-39.402 de la Commission du 18.3.2009 - RWE Verrouillage des marchés du gaz, point 24.

44 Voir dans ce contexte la décision de la Commission du 19.4.1977, JO L 117, 1-9; la décision Sea- Link du 21.12.1993, JO L 15 du 18.1.1994; la décision du 21.12.1993 relative au port de Rødby, JO L 55 du 26.2.1994, page 52; la décision du 14.1.1998 relative à l'aéroport de Francfort, L 72-30), la décision 94-19-CE de la Commission du 21 décembre 1993 concernant la procédure prévue à l'article 86 du traité CE (IV-34689 - Sea Containers/Stena Sealink - Mesures provisoires), JO L 15 du 18.1.1994, page 8, point 66).

45 Affaire COMP-39.316 du 4.12.2009 - GdF Suez. 46 Voir par exemple l'affaire 39.402 du 18 mars 2009 - RWE Verrouillage des marchés du gaz, note n° 25 ; l'affaire COMP-39.316 du 4 décembre 2009 - GdF Suez. Dans une telle situation, le détenteur d'une installation essentielle qui occupe une position dominante est tenu de prendre toutes les mesures envisageables pour éliminer les contraintes découlant de la pénurie de capacités (par exemple en limitant la durée et le volume de ses propres réservations ou en étoffant ses capacités). La Commission fait également observer dans ce contexte qu'E.ON a constitué ses réseaux de transport de gaz avant la libéralisation des marchés du transport de gaz, c'est-à-dire à une période où elle était largement préservée contre la concurrence; à propos du refus d'approvisionnement et de la compression des marges, voir également la communication de la Commission du 9.2.2009, intitulée Orientations sur les priorités retenues par la Commission dans l'application de l'article 82 du traité CE aux pratiques d'exclusion abusives des entreprises dominantes, point 82, 3e phrase. 47 Voir également dans ce contexte le document d'orientation de la Commission sur l'article 82, point 19.

48 Voir la communication de la Commission, Lignes directrices relatives à la notion d'affectation du commerce figurant aux articles 81 et 82 du traité, (2004), JO C 101-7, points 23 et suivants et 44 et suivants.

49 À partir du 1er octobre 2025, E.ON pourra réserver ces capacités sans restriction, sauf si les réservations sont effectuées très longtemps à l'avance. Entre le 1er octobre 2015 et le 1er octobre 2020, E.ON s'est engagée, pour la période courant du 1er octobre 2025 au 1er octobre 2030, à ne dépasser les seuils mentionnés que de 5 % maximum. Entre le 1er octobre 2020 et le 1er octobre 2025, E.ON s'est engagée, pour la même période (du 1er octobre 2025 au 1er octobre 2030), à ne dépasser les seuils mentionnés que de 10% maximum.

50 Voir les points 5, 6 et 10 des engagements finaux. Les restrictions à la réservation de capacités à court terme qui y sont décrites ne s'appliquent qu'au cours des deux premières années de la libération immédiate.

51 Il convient de noter que le ministère allemand de l'économie et la Bundesnetzagentur préparent actuellement une réforme de la procédure actuelle d'attribution des capacités qui devrait entrer en vigueur au cours des deux prochaines années, voir "Einleitungsverfügung zum Festlegungsverfahren zum Kapazitätsmanagement" du 9.2.2010, BK7-10-001, disponible à l'adresse suivante: http://www.bundesnetzagentur.de/media/archive/18208.pdf. 52 Parfois, cependant, du gaz est fourni directement aux expéditeurs à un point d'entrée par d'autres expéditeurs. Dans ce cas, ils n'ont pas besoin de capacités de sortie pour accéder au réseau d'E.ON, car le fournisseur en amont réserve les capacités de sortie correspondantes sur le réseau contigu.

53 Voir, dans ce contexte, la question a) du point 12 de l'avis de consultation du marché. 54 Les clients de services de transport de gaz n'ont, en principe, pas le droit de revendre des capacités de transport superflues au GRT. Les engagements obligeront toutefois EGT à reprendre des capacités prévues pour la libération.

55 Il convient de noter qu'une disposition semblable est prévue dans le projet actuel de réforme de la procédure d'attribution des capacités en Allemagne, qui doit entrer en vigueur au cours des deux prochaines années. Voir, dans ce contexte, le document du BnetzA intitulé "Einleitungsverfügung zum Festlegungsverfahren zum Kapazitätsmanagement", du 9.2.2010, BK7-10-001, section B.I.3).

56 Il n'aurait pas été approprié d'organiser une vente sur le marché primaire, compte tenu de l'obligation de vendre les capacités disponibles principalement aux détenteurs de capacités interruptibles (article 9, paragraphe 3, de la GasNZV).

57 Arrêts du Tribunal de première instance du 19 juin 1997 dans l'affaire T-260-94, Air Inter/Commission, point 144, Recueil 1997, p. II 997, et du 23 octobre 2003 dans l'affaire T-65-98, Van den Bergh Foods/Commission, point 201, Recueil 2003, p. II-4653. Dans le cadre spécifique de la décision relevant de l'article 9, voir l'arrêt du Tribunal de première instance du 11-7-2007 dans l'affaire T-170-06 Alrosa Company Ltd v Commission, point 94.

58 Arrêts de la Cour du 11 juillet 1989 dans l'affaire 265-87, Schräder, point 21, Recueil 1989, p. 2237, et du 9 mars 2006 dans l'affaire C-174-05, Zuid-Hollandse Milieufederatie et Natuur en Milieu, point 28, Recueil 2006, p. I - 2243.

59 Voir les points 51 et suivants et le point 59 ci-dessus.

60 Voir : http://www.eon-gastransport.com/cps/rde/xchg/SID-B29B38D8-A12624A6/eongastransport/ hs.xsl/3140.htm?rdeLocaleAttr=en.

61 Voir point 59 ci-dessus.

62 Voir le détail des engagements finaux au point 8.

63 Pour ce qui est de la portée de l'objectif de réduction, voir également l'affaire comparable COMP-39.316 du 4.12.2009 - GdF Suez.

64 Cf. AG Kokott, conclusions du 17.9.2009 dans l'affaire C-441-07 P, Commission v Alrosa Company Ltd., points 53 et suivants.

65 Voir notamment les décisions de la Commission du 12 avril 2006 dans l'affaire COMP-38.348 - Repsol C.P.P. SA, du 26 novembre 2008 dans les affaires COMP-39.388 - Marché de gros de l'électricité en Allemagne et 39.389 - Marché d'équilibrage de l'électricité en Allemagne, du 18 mars 2009 dans l'affaire 39.402 - RWE Verrouillage des marchés du gaz, et du 4 décembre 2009 dans l'affaire COMP-39.316 - GdF Suez.

66 Voir la communication de la Commission concernant les mesures correctives recevables conformément au règlement (CE) n° 139-2004 du Conseil et au règlement (CE) n°802-2004, JO C 267 du 22.10.2008, p. 1.