ADLC, 22 septembre 2011, n° 11-DCC-142

L'Autorité de la concurrence,

Vu le dossier de notification adressé complet au service des concentrations le 22 août 2011, relatif à la prise de contrôle exclusif de la société Poweo par la société Direct Energie ;

Vu le livre IV du Code de commerce relatif à la liberté des prix et de la concurrence, et notamment ses articles L. 430-1 à L. 430-7 ;

Adopte la décision suivante :

I. Les entreprises concernées et l'opération

1. La société Direct Energie SA (ci-après " Direct Energie ") est un opérateur du secteur de l'énergie actif dans la production, le négoce et la fourniture d'électricité à des clients résidentiels et industriels, ainsi que dans le négoce et la fourniture de gaz à des clients résidentiels et industriels. Direct Energie est contrôlée conjointement par la société François 1er Energie, elle-même ultimement contrôlée par Lov Group Invest SAS, et par la société Impala SAS, contrôlée par Monsieur Jacques Veyrat.

2. La société Poweo SA (ci-après " Poweo ") est un opérateur du secteur de l'énergie actif, en France, dans le négoce et la fourniture d'électricité à des clients résidentiels et industriels (1), ainsi que dans le négoce et la fourniture de gaz à des clients résidentiels et industriels. Poweo est contrôlée par Verbund, opérateur historique d'électricité en Autriche (2).

3. En vertu d'une convention de cession d'actions en date du 22 juillet 2011, Direct Energie acquerra la participation de Verbund dans Poweo, soit 46,01 % du capital et des droits de vote.

4. A l'issue de l'opération, les actionnaires de Poweo seront donc Direct Energie (46,01 %), le fonds d'investissement Ecofin (25 %), le fonds d'investissement Luxempart (10 %) et un actionnariat flottant (19 %). Bien que Direct Energie restera minoritaire au capital de la société, elle pourra obtenir de manière quasi-certaine la majorité des votes aux assemblées générales de Poweo et sera, de ce fait, en mesure de nommer ou de révoquer tout membre du conseil d'administration. En effet, le deuxième actionnaire après Direct Energie ne détient qu'une participation de 25 % à travers trois fonds d'investissement, alors que le troisième ne détient qu'une participation de 10 % et que les actions restantes sont dispersées au sein d'un actionnariat flottant. Direct Energie sera également en mesure de nommer ou de révoquer 4 des 8 membres du conseil d'administration, lequel prend ses décisions à la majorité simple des voix des membres présents, y compris les décisions stratégiques, son président ayant une voix prépondérante en cas de partage. Direct Energie sera donc en mesure d'exercer une influence déterminante sur Poweo.

5. En ce qu'elle se traduit par la prise de contrôle exclusif de Poweo par Direct Energie, l'opération notifiée constitue une concentration au sens de l'article L. 430-1 du Code de commerce. Les entreprises concernées ont réalisé ensemble un chiffre d'affaires hors taxes consolidé sur le plan mondial de plus de 150 millions d'euro au dernier exercice clos (Direct Energie3 : 945,2 millions d'euro pour l'exercice 2010 ; Poweo : 696,3 millions d'euro pour le même exercice). Chacune de ces entreprises a réalisé, en France, un chiffre d'affaires supérieur à 50 millions d'euro (Direct Energie : 638,4 millions d'euro pour l'exercice 2010 ; Poweo : 696,3 millions d'euro pour le même exercice). Compte tenu de ces chiffres d'affaires, l'opération ne revêt pas une dimension communautaire. En revanche, les seuils de contrôle mentionnés au I de l'article L. 430-2 du Code de commerce sont franchis. Cette opération est donc soumise aux dispositions des articles L. 430-3 et suivants du Code de commerce relatifs à la concentration économique.

II. Délimitation des marchés pertinents

6. La présente opération conduit à des chevauchements d'activités dans les secteurs de l'électricité et du gaz où Direct Energie et Poweo sont toutes deux actives. Poweo est par ailleurs active, marginalement, dans les secteurs connexes du négoce des droits d'émission de gaz carbonique et des services thermiques.

7. De manière constante, la Commission européenne a considéré comme distincts les marchés de l'électricité et du gaz, en raison de l'absence de substituabilité entre ces deux produits (4).

A. Le secteur de l'électricité

1. Les marchés pertinents de produits

8. Les autorités de concurrence nationale et communautaire distinguent généralement les marchés de produits suivants, de l'amont à l'aval : (i) la production et la vente en gros, (ii) le négoce, (iii) le transport, (iv) la distribution et (v) la fourniture au détail d'électricité5. Compte tenu des activités des parties à l'opération, les marchés concernés sont les marchés de la production et de la vente en gros, du négoce et de la fourniture d'électricité.

a) La production et la vente en gros d'électricité

9. Le marché de la production et de la vente en gros d'électricité comprend, du côté de l'offre, non seulement l'électricité produite par les centrales, mais également les importations d'électricité vers la France via les interconnexions (6). Les producteurs et importateurs vendent l'électricité en gros aux opérateurs fournissant les consommateurs finaux, à des négociants ou encore à de gros clients industriels.

b) Le négoce d'électricité

10. L'opération conduit à des chevauchements d'activité sur le marché du négoce d'électricité, qui porte sur l'achat et la revente d'électricité qui n'est pas nécessairement destinée au consommateur final (7). Bien que retenant un marché unique du négoce, les parties envisagent, à l'instar de la pratique décisionnelle européenne (8), une segmentation entre le négoce physique et le négoce financier d'électricité.

11. Au cas d'espèce cependant, la question de la délimitation exacte du marché du négoce peut être laissée ouverte dans la mesure où, quelles que soient les définitions du marché retenues, les conclusions de l'analyse concurrentielle demeureront inchangées.

c) La fourniture au détail d'électricité

12. Les autorités de concurrence nationale et communautaire distinguent, au sein de la fourniture au détail d'électricité, entre (i) la fourniture d'électricité au détail aux gros clients industriels et commerciaux, raccordés au réseau de transport et (ii) la fourniture d'électricité au détail aux petits clients industriels, commerciaux et résidentiels raccordés au réseau de distribution (9). Cette délimitation a été envisagée dans la mesure où les gros clients industriels bénéficient d'offres individualisées basées sur leur consommation réelle, tandis que les clients raccordés au réseau de distribution font l'objet d'une approche commerciale de masse et se voient attribuer un tarif en fonction du profil type de leur consommation. Ces derniers clients sont dits " profilés " : leur niveau de consommation n'étant pas mesuré " en temps réel " (i.e., au pas de temps demi-horaire) comme celle des gros industriels, un profil type théorique leur est attribué en fonction de leurs caractéristiques en termes, notamment, d'activité professionnelle et d'équipements domestiques de manière à pouvoir évaluer par avance leur consommation d'électricité (10).

13. La Commission et l'Autorité de la concurrence ont en outre envisagé de distinguer, au sein des clients " profilés ", entre (i) les petits clients industriels et commerciaux et (ii) les clients résidentiels. En effet, ces deux segments de clientèle ont des profils de consommation distincts et la fourniture aux clients résidentiels est soumise à une réglementation spécifique résultant des obligations de service public qui ne s'appliquent pas aux clients professionnels (11).

14. Enfin, la pratique décisionnelle a envisagé de définir des marchés plus étroits de la fourniture d'électricité aux clients ayant souscrit un approvisionnement sur le marché libre (12). Ainsi, l'Autorité de la concurrence a relevé que coexistaient en France des offres de marché dont les prix étaient librement fixés et des offres aux tarifs réglementés et que, par ailleurs, la souscription d'un approvisionnement sur le marché libre ne permettait pas de revenir à ces tarifs réglementés, sauf exception, notamment pour les gros clients industriels (13).

15. Les parties estiment que cette distinction a perdu de sa pertinence depuis l'entrée en vigueur de la loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l'électricité (loi " NOME ") (14). Elles relèvent ainsi que la législation permet aux petits consommateurs (industriels, commerciaux et résidentiels souscrivant à une puissance inférieure à 36 kVA) de revenir aux tarifs réglementés et qu'elle encadre la même possibilité pour les gros consommateurs (industriels et commerciaux souscrivant à une puissance supérieure à 36kVA) (15). Il en ressort, selon elles, qu'il n'est pas nécessaire de distinguer entre les clients ayant exercé leur éligibilité et ceux ne l'ayant pas fait, à tout le moins pour les petits consommateurs.

16. Les parties soulignent en outre que les clients ayant exercé leur éligibilité représentent environ 6 % du total des consommateurs d'électricité. A ce titre, il convient de relever que seuls 5,4 % des clients résidentiels et 14,7 % des clients non résidentiels ont souscrit des offres de marché. Au total, selon la Commission de Régulation de l'Energie (la " CRE "), les fournisseurs alternatifs représentent 5,3 % de la fourniture des sites résidentiels et 7,6 % de la fourniture des sites non résidentiels (16).

17. En l'espèce, la question de la délimitation exacte des marchés de la fourniture au détail d'électricité peut cependant être laissée ouverte dans la mesure où quelle que soit l'hypothèse retenue, les conclusions de l'analyse concurrentielle demeureront inchangées.

2. Le marché géographique pertinent

18. Les autorités de concurrence nationale et communautaire considèrent que les marchés de l'électricité sont de dimension nationale, notamment en raison du faible niveau d'interconnexion entre les Etats membres et de la diversité des systèmes réglementaires en vigueur (17).

19. Il n'y a pas lieu de remettre en cause cette délimitation à l'occasion de la présente opération. L'opération ne conduit à des chevauchements d'activités qu'en France.

B. Le secteur du gaz

20. Les autorités de concurrence nationale et communautaire distinguent traditionnellement, de l'amont à l'aval, les marchés de produits suivants : (i) l'exploration-export, (ii) le transport, (iii) le stockage, (iv) le négoce et (v) la fourniture en gaz naturel (18). Direct Energie et Poweo sont toutes les deux actives sur les marchés du négoce et de la fourniture de gaz aux consommateurs finals.

1. Le négoce de gaz

a) Marché de produit

21. Les parties indiquent que le négoce de gaz peut s'effectuer (i) par Powernext Gas, bourse française d'échange de gaz, (ii) par l'achat ou la vente au sein d'un " hub " (19) et, (iii) principalement par le négoce de gré à gré, le cas échéant par l'intermédiaire d'un courtier.

22. La Commission européenne a déjà eu l'occasion de retenir l'existence d'un marché distinct du négoce de gaz (20). En France, les échanges sur les marchés de gros se matérialisent par des livraisons et des enlèvements de quantités de gaz au niveau de l'un des trois Points d'Echange de Gaz (" PEG "), qui sont des points virtuels, rattachés à l'une des trois zones d'équilibrage (Nord, Sud et Sud-Ouest) (21) où un expéditeur peut céder du gaz à un autre expéditeur (22). Selon la Commission européenne, les PEG constituent des hubs de négoce (23).

23. Les parties considèrent que le négoce de gaz, sur lequel elles sont toutes les deux actives, constitue un seul et même marché. En l'espèce, cependant, la question de la délimitation exacte du marché du négoce de gaz peut être laissée ouverte.

b) Marché géographique

24. S'agissant de la délimitation géographique des marchés du négoce de gaz, la Commission européenne a relevé que les conditions concurrentielles du hub de Zeebrugge (Belgique) convergeaient fortement avec celles du hub du National Balancing Point (Royaume-Uni) et que ceux-ci relevaient dès lors du même marché (24). Elle a cependant considéré que le hub TTF (Title Transfer Facility, Pays-Bas) relevait d'un autre marché (25). La Commission européenne a cependant laissé la question de la délimitation géographique ouverte (26).

25. En l'espèce, les parties relèvent que les acheteurs et vendeurs de gaz les plus importants s'approvisionnent notamment auprès du hub de Zeebrugge, comme le fait aussi Poweo. Elles suggèrent dès lors que le marché du négoce de gaz inclurait non seulement le territoire national français, mais également les hubs auprès desquels les opérateurs français s'approvisionnent ou cèdent leurs excédents. Elles présentent cependant des données sur un marché géographique de dimension nationale.

26. La question de la délimitation exacte du marché du négoce de gaz peut toutefois être laissée ouverte dans la mesure où quelle que soit l'hypothèse retenue, les conclusions de l'analyse concurrentielle demeureront inchangées.

2. La fourniture de gaz

a) Marché de produit

Distinction selon le profil des clients

27. Au sein des activités de fourniture de gaz, la pratique décisionnelle a d'abord distingué (i) la fourniture de gaz aux gros clients industriels, (ii) la fourniture de gaz aux petits clients industriels et commerciaux, (iii) la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité, (iv) la fourniture de gaz aux revendeurs intermédiaires (entreprises locales de distribution) et (v) la fourniture de gaz aux clients résidentiels (27). Les distinctions entre ces groupes sont fondées sur les différences d'usage qu'ils font du gaz, sur celles qui ont trait à leurs profils et volumes de consommation ou sur leur raccordement au réseau de transmission ainsi que sur le prix d'achat.

28. La Commission européenne a laissé ouverte la question de savoir si le seuil à retenir pour distinguer, en France, entre la fourniture de gaz aux petits consommateurs industriels et celle aux grands consommateurs industriels était une consommation annuelle de 50 GWh ou de 5 GWh (28).

29. En l'espèce, les parties fournissent du gaz à des clients résidentiels, à des gros clients industriels et commerciaux, ainsi qu'à des petits clients industriels et commerciaux.

Distinction selon le type de gaz distribué

30. La Commission européenne a par ailleurs établi une distinction entre la fourniture de gaz à bas pouvoir calorifique (dit " gaz B " ou " gaz L ") et la fourniture de gaz à haut pouvoir calorifique (dit " gaz H "). Elle a relevé que ces produits " 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 alimentée 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 " (29).

31. En l'espèce, les parties fournissent du gaz H ainsi que du gaz B.

Distinction selon l'exercice de l'éligibilité par le client

32. Enfin, les autorités de concurrence ont envisagé de définir des marchés plus étroits de la fourniture de gaz aux clients ayant souscrit un approvisionnement sur le marché libre (30). Ainsi, la Commission européenne a noté que les clients ayant exercé leur éligibilité, en basculant du tarif réglementé vers le tarif libre, n'avaient la possibilité de revenir au tarif réglementé que sous certaines conditions. De ce fait, il existerait une asymétrie de contrainte concurrentielle entre fourniture de gaz à tarif réglementé et fourniture de gaz à tarif libre, la substituabilité entre les deux segments ne jouant que dans un sens. La Commission européenne en a conclu que les marchés pertinents étaient les marchés de la fourniture de gaz aux clients ayant exercé leur éligibilité.

33. En l'espèce, les parties estiment que cette segmentation a perdu de sa pertinence en raison de la possibilité pour les petits consommateurs de gaz (c'est-à-dire ayant souscrit une consommation annuelle de moins de 30 000 kWh) de revenir aux tarifs réglementés. Il convient cependant de relever que cette possibilité est plus restreinte pour les gros consommateurs (31).

34. La question de la délimitation exacte des marchés de la fourniture de gaz peut cependant être laissée ouverte dans la mesure où quelle que soit l'hypothèse retenue, les conclusions de l'analyse concurrentielle demeureront inchangées.

b) Marché géographique

35. S'agissant de la délimitation géographique des marchés de la fourniture de gaz, la Commission européenne a considéré que ces marchés étaient de dimension infranationale (32). Elle a ainsi retenu plusieurs marchés correspondant aux zones d'équilibrage, pour lesquelles les conditions de concurrence diffèrent significativement. Au nombre de cinq auparavant, il n'en existe plus que trois depuis le 1er janvier 2009, Nord, Sud et Sud-Ouest (33), que les parties ont retenu comme marchés géographiques pertinents.

36. La question de la délimitation exacte des marchés de la fourniture de gaz peut cependant être laissée ouverte dans la mesure où quelle que soit l'hypothèse retenue, les conclusions de l'analyse concurrentielle demeureront inchangées.

III. Analyse concurrentielle

37. Les parties sont actives, de l'amont à l'aval, sur les marchés de la production, du négoce et de la fourniture d'électricité, ainsi que sur les marchés du négoce et de la fourniture de gaz. Il convient donc d'analyser les effets horizontaux, verticaux et congloméraux de l'opération.

A. Effets horizontaux de l'opération

1. Le secteur de l'électricité

a) La production et la vente en gros d'électricité

38. Direct Energie produit de l'électricité depuis son acquisition, en 2011, de centrales éoliennes. Impala SAS en produit également à travers sa filiale Neoen, active dans la production d'énergie renouvelable. Poweo a en revanche cédé l'intégralité de ses activités de production à Verbund en février 2011. Elle reste cependant marginalement présente sur le marché de la production et de la vente en gros d'électricité à travers deux contrats conclus avec EDF, portant sur l'échange de capacités de production.

39. Seule la partie notifiante est donc présente de manière tangible sur le marché de la production et de la vente en gros d'électricité, à travers Direct Energie et Neoen. Leur part de marché est estimée à moins de 1 %. L'activité de Poweo est marginale.

40. L'opération n'est donc pas susceptible de porter atteinte à la concurrence sur le marché de la production et la vente en gros d'électricité.

b) Le négoce d'électricité

41. Les parties sont toutes les deux actives sur le marché du négoce d'électricité. Ainsi, sur un marché estimé par les parties à 677 TWh en 2010, Direct Energie a une part de marché de 0,6 % et Poweo de 0,7 %. A l'issue de l'opération, elles détiendront donc une part de marché cumulée de 1,3 % environ. Sur un éventuel segment du négoce physique d'électricité, les parties estiment que leur part de marché cumulée ne pourrait excéder 2,3 %.

42. Les parties précisent par ailleurs qu'elles resteront confrontées à la concurrence d'acteurs majeurs du secteur, tels que EDF Trading, la Compagnie Nationale du Rhône (filiale de GDF Suez) et la Société Nationale d'Electricité et de Thermique (filiale d'E.ON).

43. En conséquence, l'opération n'est pas susceptible de porter atteinte à la concurrence sur le marché du négoce d'électricité.

c) La fourniture au détail d'électricité

44. Sur le marché de la fourniture au détail d'électricité, sur lequel elles fournissent l'une et l'autre des gros clients industriels et commerciaux ainsi que des petits clients industriels, commerciaux et résidentiels, les parties présentent leurs parts de marché à la fois en nombre de sites concernés et en TWh fournis, comme cela est présenté dans le tableau ci-dessous.

45. Sur un segment des consommateurs " gros industriels ", estimés à 462 000 clients ou 249 TWh, les parties détiennent des parts de marché cumulées inférieures à [0-5] %. Sur le segment des consommateurs " petits industriels, commerciaux et résidentiels ", estimé à 34,7 millions de consommateurs ou 188 TWh, les parties détiennent des parts de marché inférieures à [0-5] %.

< emplacement tableau >

46. En outre, les parties sont confrontées à la concurrence d'autres fournisseurs alternatifs, dont certains appartiennent à des groupes de dimension mondiale, tels que E.ON Energie, Endesa Energia, Enel France, GDF Suez ou encore l'opérateur historique, EDF (34).

47. En conséquence, eu égard à la faiblesse des parts de marché des parties, l'opération n'est pas susceptible de porter atteinte à la concurrence sur les marchés de la fourniture au détail d'électricité.

2. Le secteur du gaz

a) Le négoce de gaz

48. Les parties sont toutes les deux actives sur le marché du négoce de gaz. Ainsi, sur un marché estimé par les parties à 332 TWh en 2010, Direct Energie a une part de marché de 0,2 % et Poweo de 4,8 %. A l'issue de l'opération, elles détiendront donc une part de marché cumulée de 5 % environ.

49. En conséquence, l'opération n'est pas susceptible de porter atteinte à la concurrence sur le marché du négoce de gaz.

b) La fourniture de gaz

50. Les parties sont toutes les deux actives sur le marché de la fourniture de gaz. Ainsi, elles fournissent toutes les deux du gaz B et H aux clients résidentiels, à des gros clients industriels et commerciaux, ainsi qu'à des petits clients industriels et commerciaux, dans les trois zones d'équilibrage pour le gaz H et uniquement dans la zone nord pour le gaz B.

51. Les parties ont calculé leurs parts de marché sur chacun des segments concernés, comme cela est reproduit dans le tableau ci-dessous. Il apparait qu'elles ont systématiquement des parts de marché inférieures à [0-5] %, quel que soit le segment retenu.

< emplacement tableau >

52. En outre, sur d'éventuels segments des clients ayant exercé leur éligibilité, les parties détiendront aussi des parts de marché systématiquement inférieures à [0-5] %, à l'exception des segments de la fourniture à des clients résidentiels de gaz H dans les zones Nord et Sud et de gaz B dans la zone Sud, ainsi que celui de la fourniture de gaz H à des clients industriels et commerciaux de la zone Sud-Ouest : sur ces segments, les parties détiendront des parts de marchés plus importantes, mais toujours inférieures à 15 %.

53. Enfin, les parties sont confrontées sur le marché de la fourniture de gaz à la concurrence d'autres fournisseurs alternatifs, dont certains appartiennent à des groupes de dimension mondiale, tels que E.ON Energie, EDF, Endesa, ENI S.p.A succursale France ou encore l'opérateur historique qu'est GDF Suez (35).

54. En conséquence, l'opération n'est pas susceptible de porter atteinte à la concurrence sur le marché de la fourniture de gaz.

B. Effets non horizontaux de l'opération

55. Compte tenu de la faible position de Poweo et Direct Energie sur l'ensemble des marchés, l'opération n'est pas de nature à modifier substantiellement la structure concurrentielle des marchés par le biais de liens verticaux entre les marchés de production, du négoce et de la fourniture d'électricité, ou entre ceux du négoce et de la fourniture de gaz. Pour les mêmes raisons, les risques d'atteinte à la concurrence par effet de connexité entre les marchés de la fourniture d'électricité et de gaz peuvent être écartés.

Décide

Article unique : L'opération notifiée sous le numéro 11-0153 est autorisée.

Notes :

1. Les activités de production de Poweo ont été intégralement acquises par Verbund en février 2011.

2. Décision de l'Autorité de la concurrence n° 09-DCC-28 du 30 juillet 2009 relative à la prise de contrôle exclusif de la société Poweo par la société Österreichische Elektrizitätswirschafts - Aktiengesellschaft.

3. Le chiffre d'affaires de Direct Energie comprend le sien propre ainsi que celui des entreprises qui la contrôlent.

4. Voir notamment les décisions de la Commission européenne n° COMP/M.3868 DONG/ElsamEnergi E2 du 14 mars 2006 ou n° COMP/M.3440 EDP/ENI/GDP du 9 décembre 2004.

5. Voir notamment les décisions de la Commission européenne n° COMP/M.5978 GDF Suez/International Power du 26 janvier 2011 ; décisions de l'Autorité de la concurrence n° 11-DCC-118 du 27 juillet 2011 relative à la prise de contrôle conjoint de GEG Energies Nouvelles et Renouvelables par la CDC et GEG, n° 11-DCC-41 du 11 mars 2011 relative à l'acquisition du contrôle exclusif par la société NeoElectra Group de certains actifs de la société SEEM.

6. Voir notamment les décisions de la Commission européenne n° COMP/M.5978 précitée, n° COMP/M.5549 EDF/Segebel du 12 novembre 2009 et n° COMP/M.4994 Electrabel/Compagnie nationale du Rhône du 29 avril 2008. Voir aussi les décisions n° 11-DCC-118, n° 11-DCC-41 précitées.

7. Voir notamment les décisions de la Commission européenne n° COMP/M.4994 précitée et n° COMP/M.1557 EDF/Louis Dreyfus du 28 septembre 1999. Voir aussi la décision n° 09-DCC-28 précitée, ainsi que les lettres C2008-46 du 5 mai 2006 aux conseils des sociétés Verbund, Beigbeder et Poweo, relative à une concentration dans le secteur de l'électricité.

8. Voir notamment les décisions de la Commission européenne n° COMP/M.5844 JP Morgan/RBS Sempra, n° COMP/M.4180 Gaz de France/Suez du 14 novembre 2006 et n° COMP/JV 28 Sydkfrat/Hew/Hansa Energy Trading du 30 novembre 1999.

9 Voir les décisions de la Commission européenne n° COMP/M.5549 EDF/Segebel précitée et n° COMP/M.5170 E.On/Endesa Europa/Viesgo du 19 juin 2008. Voir aussi la décision de l'Autorité n° 09-DCC-28 précitée et la décision du Conseil de la concurrence n° 07-D-43 du 10 décembre 2007 relative à des pratiques mises en œuvre par Électricité de France.

10. Décision n° 09-DCC-28 précitée.

11. Voir notamment les décisions européennes n° COMP/M.4994 et n° COMP/M.4180 précitées, et, au niveau national, la décision n° 09-DCC-28 précitée.

12. Voir la décision de la Commission européenne n° COMP/M.4994 précitée et la décision de l'Autorité n° 09-DCC-28 précitée.

13. Décision n° 09-DCC-28 précitée.

14. Publiée au Journal Officiel le 8 décembre 2010.

15. Un principe de réversibilité a été mis en place jusqu'au 31 décembre 2015, sous condition (notamment ne pas avoir exercé leur éligibilité avant l'entrée en vigueur de la loi NOME, la souscription depuis plus d'un an d'une offre de marché et l'engagement de souscrire au tarif réglementé pendant un an).

16. CRE, Observatoire des marchés de l'électricité et du gaz - premier trimestre 2011

< emplacement tableau >

entre acheteurs et vendeurs et permet aux différents acteurs gaziers sur le marché de trouver à court terme les volumes d'approvisionnement suffisants ou de vendre des capacités excédentaires " (voir les décisions de la Commission européenne n° COMP/M.5585, n° COMP/M.5467, n° COMP/M.5220 et n° COMP/M.4180 précitées). Un hub peut être rattaché à un point physique ou être virtuel.

17. Voir notamment les décisions n° COMP/M.5978 ou n° 11-DCC-118, précitées.

18. Voir notamment les décisions de la Commission européenne n° COMP/M.6068 ENI/Acegasaps/JV du 11 avril 2011 et n° COMP/M.5978, précitée ; voir aussi la décision de l'Autorité de la concurrence n° 11-DCC-34 du 25 février 2011 relative à l'acquisition du contrôle exclusif de Ne Varietur par GDF Suez.

19. La Commission le définit un " hub " de négoce de gaz comme " 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.

20. Voir notamment les décisions de la Commission européenne n° COMP/M.6068 précitée, n° COMP/M.5585 Centrica/Venture Production du 21 août 2009 et n° COMP/M.5220 ENI/Distrigaz du 15 octobre 2008.

21. La CRE définit une zone d'équilibrage comme une zone géographique du réseau de transport de gaz sur laquelle l'équilibre doit être assuré entre les entrées et les sorties de gaz. http://www.cre.fr/marches/marche-de-gros/marche-du-gaz.

22. CRE, Observatoire des marchés de l'électricité et du gaz - Premier trimestre 2011.

23. Décision n° COMP/M.4180 précitée.

24 Id.

25 Décision n° COMP/M.4180 précitée.

26 Décision n° COMP/M.5549 précitée.

27. Voir les décisions n° COMP/M.5220 et n° COMP/M.4180 précitées, ainsi que la décision n° 11-DCC-34. précitée.

28. Décision n° COMP/M.5220 précitée.

29. Décision de la Commission européenne n° COMP/M.4180 précitée.

30. Voir les décisions n° COMP/M.5549, n° COMP/M.5220 et n° COMP/M.4180 précitées. Voir aussi la décision n°11-DCC-34 précitée.

31. Voir la loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010, dite NOME, et notamment son article 14.

32. Voir les décisions n° COMP/M.5220 et n° COMP/M.4180 précitées. Voir aussi la décision n° 11-DCC-34.

33. Décision de la Commission de régulation de l'énergie du 25 octobre 2007 relative à l'attribution des capacités commercialisables à la liaison entre les zones Nord et Sud du réseau de GRTgaz et à l'interface entre les réseaux de GRTgaz et de TIGF à compter du 1er janvier 2009.

34 Voir : CRE, Observatoire des marchés de l'électricité et du gaz.

35. Voir : CRE, Observatoire des marchés de l'électricité et du gaz ; ou http://www.energie-info.fr.