Commission, 1 juillet 2016, n° M.7764

LA COMMISSION EUROPÉENNE,

(1) Le 18 avril 2017, la Commission européenne a reçu notification, conformément à l'article 4 du règlement sur les concentrations, d'un projet de concentration par lequel l'entreprise Electricité de France ("EDF" ou la "Partie Notifiante") acquiert, au sens de l'article 3, paragraphe 1, point b), du règlement sur les concentrations, le contrôle exclusif de New NP ("New NP") ("l'Opération") (EDF et New NP, ensemble, les "Parties").

1. LES PARTIES

(2) EDF est active sur les marchés de l'électricité, incluant la production et la distribution en gros d'électricité, le transport, la distribution et la fourniture d'électricité, en France et à l'étranger. EDF est également active sur les marchés du gaz et de la fourniture de services énergétiques, en France et à l'étranger. En particulier, EDF exploite l'intégralité du parc nucléaire français constitué de 58 réacteurs répartis sur 19 centrales nucléaires, et du parc nucléaire au Royaume-Uni avec 15 réacteurs répartis sur 7 centrales.

(3) L'Etat français détient 85,62% du capital et 85,73% des droits de vote d'EDF. A la connaissance d'EDF, aucun autre actionnaire ne détient directement ou indirectement plus de 5% de son capital et de ses droits de vote. EDF est ainsi contrôlée exclusivement par l'Etat français.

(4) New NP est une filiale à 100% d'Areva NP ("ANP"), elle-même filiale à 100% d'Areva SA ("Areva", société tête du Groupe Areva), ayant pour principales activités la conception et la construction de réacteurs nucléaires, la conception et la fourniture de systèmes d'instrumentation et de contrôle, la fourniture de services aux centrales nucléaires existantes et la conception et la fabrication du combustible nucléaire.

(5) Le premier actionnaire d'Areva est le Commissariat à l'Energie Atomique et aux énergies alternatives ("CEA") (54,37%), établissement public contrôlé par l'Etat français. Ce dernier détient 28,83% des parts d'Areva. La Banque Publique d'Investissement (BPI-Groupe) constitue également un actionnaire public de la société (3,32%). Au total, l'Etat français contrôle directement ou indirectement (via le CEA et BPI) 86,52% du capital d'Areva.

2. LA CONCENTRATION

2.1. Situation avant l'Opération

(6) Areva fait actuellement l'objet d'une restructuration de grande ampleur qui s'inscrit dans le cadre de la restructuration de l'industrie nucléaire française. Dans le cadre de sa restructuration, Areva (i) a apporté à une nouvelle filiale, dénommée Nouvelle Areva, ses activités liées au cycle des matières nucléaires ainsi que certains passifs financiers; (ii) a procédé à un certain nombre de cessions (en particulier Areva TA, sa participation dans l'entreprise commune Adwen, sa filiale Canberra, etc.) et procède actuellement à la cession de New NP dans le cadre de la présente Opération; (iii) conserve en son sein certaines activités résiduelles en principe destinées à être cédées ou fermées ainsi que le restant de ses passifs financiers. Nouvelle Areva et Areva font l'objet d'opérations de recapitalisations, dans les conditions prévues par la décision de la Commission Aff. COMP/SA.44727 - Aide à la restructuration pour Areva du 10 janvier 2017.

(7) Au sein du Groupe Areva, Areva NP est une filiale à 100% d'Areva, qui a pour principales activités la conception et la réalisation de réacteurs nucléaires ("îlots nucléaires"), la conception et la fabrication de systèmes d'instrumentation et de contrôle ("I&C") de sécurité, la fourniture de services et produits pour la maintenance, la modernisation et l'amélioration des centrales nucléaires existantes ("services à la base installée"), et la conception et la fabrication du combustible nucléaire ("assemblages de combustible").

(8) New NP est une filiale à 100% d'Areva NP nouvellement créée qui rassemblera plusieurs activités d'Areva NP, et faisant l'objet de la présente Opération.

(9) EDF, Areva SA et Areva NP (elle-même filiale à 100% d'Areva SA) ont ainsi conclu le 15 novembre 2016 un contrat de cession d'actions (le "Contrat de cession") qui formalise leur accord sur l'acquisition par EDF du contrôle exclusif de New NP, société à laquelle seront apportées plusieurs activités d'Areva NP.

(10) En l'espèce, aux termes du Contrat de cession, le "périmètre cible" de New NP rassemblera les activités de conception et de construction de réacteurs, de systèmes d'instrumentation et de contrôle de sécurité, de services à la base installée et d'assemblages de combustible d'Areva NP, à l'exclusion notamment:

(a) des [Accord confidentiel] liés à l'achèvement du projet de construction actuellement en cours par Areva NP d'une centrale nucléaire basée sur la technologie de type réacteur pressurisé européen (ci-après, "EPR") sur le site d'Olkiluoto 3 (ci-après, "projet OL3") en Finlande (i.e. l'immunisation totale d'EDF contre le risque relatif à ce projet).

(b) [Accord confidentiel]

2.2. Situation après l'Opération

(11) Aux termes du Contrat de cession, l'Opération consiste en l'acquisition par EDF auprès d'Areva NP, d'une participation majoritaire d'au moins 51% et d'au plus 75% du capital et des droits de vote de New NP (correspondant au périmètre cible tel que défini ci-dessus), lui en conférant le contrôle exclusif.

(12) La participation exacte d'EDF dans le capital de New NP dépendra, au sein de cette fourchette, d'éventuelles prises de participation par des investisseurs tiers, pouvant aller d'un total de [Confidentiel] du capital de New NP.

(13) Selon les termes du Pacte New NP, EDF détiendra dans tous les cas la majorité absolue des sièges au conseil de surveillance de New NP, et en détiendra également la Présidence.

(14) Ce conseil de surveillance est responsable de la supervision générale de la gestion et de l'activité de New NP et en particulier prend à la majorité simple toutes les décisions relatives à [Confidentiel (description de la gouvernance de New NP)] ).

(15) Au regard de ces règles de gouvernance de New NP, EDF sera en mesure de décider seule des questions relatives à (i) à la nomination du personnel d'encadrement supérieur de New NP, (ii) à l'adoption et la modification du plan d'entreprise (business plan) de New NP, (iii) à l'adoption et la modification du budget annuel de New NP et iv) aux investissements majeurs de New NP.

(16) Indifféremment du niveau de participation final d'EDF (entre 51% et 75% du capital de New NP), aucun actionnaire minoritaire ne détiendra de droit de veto sur ces décisions, si bien que ces derniers ne seront pas en mesure d'exercer un contrôle (conjoint) sur la stratégie commerciale de New NP.

(17) En conséquence, le résultat de l'Opération consiste donc en l'acquisition par EDF du contrôle exclusif de New NP.

2.3. Ensembles économiques autonomes

(18) Dans le cadre du contrôle des concentrations, certaines dispositions particulières s'appliquent aux entreprises publiques: "il faut tenir compte des entreprises qui constituent un ensemble économique doté d'un pouvoir de décision autonome, indépendamment du mode de détention de leur capital ou des règles de tutelle administrative qui leur sont applicables". A ce titre, si les Parties concernées par l'Opération sont indépendantes et chacune dotée d'un pouvoir de décision autonome, l'Opération constituerait une concentration au sens du règlement sur les concentrations. Si en revanche, elles sont considérées comme faisant partie d'un même ensemble économique, l'Opération serait une restructuration interne au sens du paragraphe 52 de la Communication juridictionnelle.

(19) A titre préliminaire, l'indépendance d'EDF vis-à-vis de l'Etat français avait été analysée, dans l'affaire EDF/Segebel, dans laquelle la Commission avait étudié en particulier les risques de coordination entre EDF et GDF par l'Etat français (à travers l'agence des participations de l'Etat, ci-après "APE"). Il avait été démontré qu'EDF pouvait être considérée comme ayant un pouvoir de décision indépendant de GDF Suez. Les éléments considérés dans ce précédent sont toujours applicables dans le cas d'espèce et l'enquête effectuée permet d'apporter, en plus, des précisions supplémentaires.

(20) Premièrement, bien que l'Etat français soit actionnaire majoritaire des deux Parties, l'Opération ne peut être considérée comme une restructuration interne. En effet, les nombreux litiges commerciaux opposant EDF et Areva illustrent particulièrement le fait que ces deux entreprises ne sont pas coordonnées (ou ne se conduisent en tout cas pas comme deux filiales appartenant à un même groupe le feraient). Ainsi, bien que l'Etat français soit actionnaire majoritaire des deux Parties, l'Opération ne peut être considérée comme une restructuration interne.

(21) Deuxièmement, EDF, dont les titres sont admis sur un marché réglementé, adhère au Code AFEP-MEDEF qui vise à assurer une gouvernance efficace, dans l'intérêt de l'entreprise et de l'ensemble de ses actionnaires, permettant ainsi des garanties d'indépendance vis-à-vis de l'Etat actionnaire. Cette indépendance passe notamment par la capacité de nommer des actionnaires indépendants.

(22) Troisièmement, le fait qu'un groupe de travail indépendant ait été nommé pour évaluer le bien-fondé de l'Opération, en particulier pour donner [Confidentiel (objectif poursuivi par EDF)] indique qu'EDF a pris la décision stratégique de conduire l'Opération dans le respect de l'intérêt social de l'entreprise et de l'ensemble des actionnaires d'EDF, et non dans le simple intérêt de l'Etat français. Ce groupe avait pour objectif "[d']examiner les caractéristiques du Projet ECRINS au regard de l'intérêt social de l'entreprise" et pouvait notamment [Confidentiel (moyens mis à disposition du groupe de travail)].

(23) Enfin, le Conseil d'administration des deux entreprises ne compte pas de membres communs, à l'exception d'un seul. La présence d'un représentant de l'APE ainsi que de ce membre commun au sein des Conseils d'administration d'EDF et d'Areva n'est pas de nature, dans le cas présent, à porter atteinte à l'indépendance de ces entités économiques. Pour exemple, [Confidentiel (informations relevant de la gouvernance d'EDF)]. Ils n'ont donc pas pu influer sur la décision d'EDF d'autoriser l'Opération.

(24) Au vu de ce qui précède et de l'enquête menée sur ce point, des garanties existent permettant aux Parties de conserver leur indépendance et un pouvoir de décision autonome vis-à-vis de l'Etat français. Pour ce qui précède, la Commission retient qu'EDF, Areva et New NP sont à considérer comme des ensembles économiques autonomes au sens du règlement sur les concentrations. Ainsi, les entités économiques prises en compte dans le calcul des chiffres d'affaires sont le Groupe EDF et Areva SA.

2.4. Conclusion

(25) Suite à l'Opération, EDF exercera ainsi un contrôle exclusif sur New NP. L'Opération est donc une concentration selon l'article 3, paragraphe 1, point b du règlement sur les concentrations.

3. DIMENSION UE

(26) Les entreprises concernées réalisent un chiffre d'affaires mondial consolidé de plus d'EUR 5 milliards. Chacune d'entre elles réalise un chiffre d'affaires dans l'Union d'EUR 250 millions, mais aucune d'entre elles ne réalise plus des deux tiers de son chiffre d'affaires total dans un seul et même État membre.

(27) L'Opération a donc une dimension européenne selon l'article 1(2) du règlement sur les concentrations.

4. DÉFINITION DES MARCHÉS PERTINENTS

4.1. Introduction

(28) Dans l'industrie de la production d'électricité, une centrale nucléaire est une usine de production d'électricité qui comprend un ou plusieurs réacteurs (ou "tranches").

(29) Le principe de fonctionnement d'une centrale nucléaire est la création de chaleur suivie de la transformation de celle-ci en électricité. L'objectif est de faire chauffer de l'eau afin d'obtenir de la vapeur, la pression de cette vapeur actionnant une turbine couplée à un alternateur qui produit de l'électricité. Dans une centrale nucléaire, la chaleur est produite par la fission d'atomes.

(30) L'industrie nucléaire est caractérisée par un nombre limité de fournisseurs de centrales nucléaires et des règlementations très strictes tant au niveau de la sécurité que de l'approvisionnement de matières premières. Parmi les fournisseurs principaux de centrales nucléaires, on trouve aujourd'hui l'entreprise française New NP, la russe Rosatom, le groupe Toshiba-Westinghouse, le groupe GE-Hitachi, Mitsubishi Heavy Industries (ci-après "MHI") et d'autres entreprises nationales. En effet, certaines entreprises ont la majeure partie de leur activité dans leur pays d'origine. C'est le cas de Kepco, opérant en Corée du Sud, de plusieurs fournisseurs d'Etat chinois ou encore de Rosatom, qui sert en grande partie la partie orientale de l'Espace Economique Européen ("EEE").

(31) Cependant, la tendance actuelle est à l'exportation de ces dernières. Kepco par exemple a remporté un appel d'offre pour la fourniture d'une centrale aux Emirats Arabes Unis, tandis que CGN, entreprise chinoise, a annoncé de nouveaux projets au Royaume-Uni. La demande en centrales nucléaires reste importante dans certaines zones géographiques mais l'industrie fait face à des difficultés dans d'autres pays.

(32) La catastrophe de Fukushima a en effet provoqué la sortie du nucléaire de certains pays, comme l'Allemagne, où les centrales devraient fermer d'ici 2022, ou encore l'Italie, qui a arrêté des projets de centrales nucléaires. De la même manière, de nombreux pays sont frappés par une incertitude vis-à-vis du nucléaire comme le Japon et d'autres pays, où l'opinion publique s'est retournée contre les projets nucléaires.

(33) A l'opposé de cette tendance, d'autres pays entrent sur le marché du nucléaire, comme le Brésil et les Emirats Arabes Unis. L'industrie est d'ailleurs marquée par l'arrivée d'une nouvelle technologie, le réacteur pressurisé européen ("European Pressurized Reactor", ci-après "EPR") développé par EDF et New NP. Cette technologie de nouvelle génération rencontre néanmoins des problèmes de délais, en Finlande et en France notamment.

(34) Pour l'analyse de la présente Opération, les marchés de produits considérés seront:

(a) le marché de la conception et construction d'îlots nucléaires;

(b) le marché des services nucléaires à destination des NSSS existants;

(c) le marché des systèmes d'instrumentation et de contrôle de sécurité;

(d) les marchés de la conception, fabrication et fourniture d'assemblages de combustibles;

(e) les marchés de la production et vente en gros d'électricité.

4.2. Marché de la conception et construction d'îlots nucléaires

4.2.1. Marché de produits

4.2.1.1. Distinction entre la partie nucléaire et conventionnelle de la centrale

(35) Une centrale nucléaire est principalement constituée d'une partie nucléaire, l'îlot nucléaire ("IN") et d'un îlot conventionnel ("IC"). L'IN constitue la partie "nucléaire" de la centrale qui génère de la vapeur grâce à la réaction nucléaire. L'IC comprend les éléments permettant de produire l'électricité à partir de la vapeur produite dans l'IN.

(36) Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a identifié un marché de produit distinct concernant la conception et la construction d'IN.

(37) La Partie Notifiante rejoint la pratique décisionnelle de la Commission et considère qu'un marché distinct de la conception et de la construction d'IN est pertinent.

(38) Une majorité de participants à l'enquête de marché considère, tant du point de vue de la demande que de l'offre, que le marché de la conception et de la construction d'IN devrait être considéré comme un marché distinct.

(39) Dans une décision précédente, la Commission avait envisagé une distinction alternative entre nuclear steam supply system ("NSSS") et le balance of plant ("BoP") à la place de la distinction entre IN et IC. L'utilisation d'une distinction ou de l'autre est sans impact sur l'Opération, du fait que les principaux composants de chaque ensemble sont les mêmes.

4.2.1.2. Distinction par type de réacteur

(40) Différentes technologies d'IN existent et sont disponibles à travers le monde, les principales étant les suivantes: (i) les réacteurs à eau légère ou ordinaire ("REO"), dont les réacteurs à eau pressurisée ("REP") et les réacteurs à eau bouillante ("REB"), (ii) les réacteurs à neutrons rapides ("RNR"), (iii) les réacteurs à eau lourde ("REL" ou "CANDU"), (iv) les réacteurs avancés refroidis au gaz ("RAG"), (v) et les réacteurs de grande puissance à tube de force ("RBMK"). Leurs principales caractéristiques sont décrites dans le Tableau 1 ci-dessous.

<emplacement tableau>

(41) Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a laissé ouverte la question d'une potentielle segmentation du marché des IN par type de réacteur.

(42) La Partie Notifiante considère que le marché pertinent est celui des IN sans distinction selon le type de technologie. Le service rendu étant principalement le même quel que soit le type de réacteur (production d'électricité), les Parties considèrent qu'il existe une substituabilité importante au niveau de la demande.

(43) Les réponses des participants à l'enquête de marché ne permettent pas d'établir clairement une segmentation du marché des IN par type de réacteur.

(44) Du point de vue de la demande, les opérateurs de centrales nucléaires ont généralement une technologie de réacteur de prédilection. Pourtant, la solution apportée par ces différentes technologies répond au même besoin. Pour preuve, certains opérateurs exploitent ainsi simultanément plusieurs types de réacteurs et lancent des appels d'offres mettant en concurrence ces différentes technologies. Dans le même sens, les appels d'offres lancés pour la construction de réacteurs nucléaires permettent la soumission, et donc la mise concurrence, d'offres de plusieurs types de réacteurs différents.

(45) Du point de vue de l'offre, les fournisseurs d'IN se spécialisent généralement aussi dans certains types de technologies. Certains fournisseurs ont évoqué des difficultés à passer d'une technologie à l'autre. Pourtant, d'autres fournisseurs d'IN ne sont pas limités à un type de réacteur et commercialisent différentes technologies sur le marché.

(46) Pour la présente décision, la question d'une segmentation du marché de la conception et de la construction d'IN par type de réacteur ne semble pas pertinente dans la mesure où tant du point de point de vue de l'offre que de la demande ces technologies sont substituables et exercent une concurrence les unes sur les autres.

4.2.1.3. Autres distinctions évoquées

(a) Par puissance de réacteur

(47) Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a rejeté une segmentation en fonction de la puissance des réacteurs, à faible puissance (moins de 900 MWe), de moyenne puissance (900-1200 MWe) et de forte puissance (plus de 1200 MWe). La Partie Notifiante rejoint la pratique décisionnelle et considère notamment que dans la mesure où les appels d'offres ne font généralement pas de distinction selon la puissance des réacteurs et où des réacteurs de différentes puissances sont en concurrence pour un même appel d'offre, une telle segmentation ne peut être pertinente. Une majorité de participants à l'enquête de marché considère que le marché des IN peut être défini sans segmentation supplémentaire par puissance de réacteur. Ainsi, la Commission considère que cette segmentation n'est pas pertinente.

(b) Par génération de réacteur

(48) Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a examiné une potentielle segmentation par génération de réacteur, en distinguant entre une "Génération III" (réacteurs développés dans les années 1990), une "Génération III+" (réacteurs en cours de déploiement) et une "Génération IV" (réacteurs en cours de développement pour une commercialisation après 2030). La Partie Notifiante considère notamment qu'une telle segmentation n'a qu'une valeur historique et ne peut être pertinente et soulève que ces générations de réacteurs sont en concurrence. Une majorité des fournisseurs considère que le marché des IN peut être défini sans segmentation supplémentaire par génération de réacteur.

(49) Pour la présente décision, au vu des éléments précédents, la Commission considère que le marché pertinent est celui de la conception et de la construction des IN sans distinction ultérieure par type de puissance ou par génération de réacteur.

4.2.2. Marché géographique

(50) Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a identifié plusieurs types de marchés géographiques possibles: (i) un marché mondial, (ii) un marché mondial à l'exclusion des pays faisant l'objet de restrictions à l'exportation, et (iii) un marché mondial à l'exclusion des pays faisant l'objet de restrictions pour l'export et des pays ne se fournissant qu'auprès de leur fournisseur national (i.e. Japon, Russie, Corée du Sud, France, Canada). La Commission a, in fine, laissé ouverte la définition géographique exacte du marché de la conception et de la construction des IN.

(51) La Partie Notifiante considère le marché de la conception et de la construction des IN comme mondial. Les procédures de certification par les autorités de sûretés nationales ne constituent pas une barrière à l'entrée dans la mesure où certains fournisseurs d'IN ont pu être retenus à la suite d'un appel d'offre avant d'avoir complété la procédure de certification. La Partie Notifiante observe que les fournisseurs d'IN sont actifs au niveau mondial et que les coûts de transports ne peuvent être considérés comme une contrainte dans la mesure où ils se résument au transport des gros composants et n'excèdent pas [0-10]% du coût total des équipements.

(52) Concernant la potentielle exclusion de pays se fournissant auprès de leur fournisseur national, la Partie Notifiante note que certains pays précédemment identifiés comme fermés à la concurrence ne le sont plus aujourd'hui. Concernant la liste des pays contre lesquels une interdiction d'exporter des réacteurs nucléaires s'applique actuellement, la Partie Notifiante note que la liste des pays faisant l'objet d'un embargo commercial s'est réduite. Ceci démontrerait que ces régimes sont par nature évolutifs et temporaires et donc non pertinents à prendre en compte dans l'analyse concurrentielle de la présente décision.

(53) Du point de vue de la demande, la majorité des opérateurs de centrales nucléaires considère ce marché comme mondial. Pour les projets de construction de centrales nucléaires dans l'EEE ces 10 dernières années, les opérateurs ont pu mettre en concurrence et sélectionner des fournisseurs non basés dans l'EEE.

(54) Du point de vue de l'offre, la majorité des fournisseurs considère ce marché comme mondial. L'existence de restrictions à l'export et de pays ne se fournissant qu'auprès du fournisseur national sont minoritairement mentionnés comme pouvant réduire la dimension du marché défini comme mondial. Les fournisseurs d'IN indiquent également que les IN installés en EEE peuvent être construits tant dans l'EEE que dans le reste du monde. De plus, pour les appels d'offre concernant la construction de centrales nucléaires dans l'EEE, les fournisseurs d'IN considèrent qu'ils sont en concurrence avec des producteurs au niveau mondial (Chine, Japon, EEE, Russie, Etats-Unis entre autres).

(55) Ainsi, et sans qu'il soit nécessaire de déterminer précisément la liste de pays exclus de la dimension mondiale du marché de la conception et de la construction des IN, cette question peut être laissée ouverte dans la mesure où l'analyse sera conduite avec (i) une définition mondiale, et avec la définition la plus étroite et la plus conservatrice (ii) dimension mondiale, à l'exclusion des pays faisant l'objet de restrictions pour l'export et des pays ne se fournissant qu'auprès de leur fournisseur national (i.e. Japon, Russie, Corée du Sud, France, Canada).

4.2.3. Conclusion

(56) Pour la présente décision, le marché pertinent est celui de la conception et de la construction d'IN qui sera analysé dans (i) sa dimension mondiale et (ii) sa dimension mondiale à l'exclusion des pays faisant l'objet de restrictions pour l'export et des pays ne se fournissant qu'auprès de leur fournisseur national (i.e. Japon, Russie, Corée du Sud, France, Canada), mais la définition exacte du marché peut rester ouverte, dans la mesure où quelle que soit la définition retenue, l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur.

4.3. Marché des services nucléaires à destination des NSSS existants

4.3.1. Marché de produits

(57) De manière générale, les services nucléaires regroupent l'ensemble des opérations et prestations sur la partie nucléaire du réacteur qui permettent, de la mise en service de la centrale jusqu'à son arrêt définitif, de maintenir la production, de satisfaire aux référentiels de sûreté et à ses évolutions, et de moderniser, rénover et prolonger la durée d'exploitation de la centrale.

(58) Plus précisément, ces opérations et prestations recouvrent les services d'inspection, les services et équipements liés à la maintenance courante (ouverture de la cuve, chargement et déchargement du combustible, maintenance/remplacement des pièces sujettes à usure, etc.) et spécialisée, les services et équipements liés à la réparation et les services et équipements liés à la modernisation et/ou à l'extension de durée de vie de l'îlot nucléaire, ce qui inclut notamment la rénovation et le remplacement de gros composants (tels que des générateurs de vapeurs) et les services d'ingénierie.

(59) New NP est active en matière de services nucléaires et est, à ce titre, l'un des fournisseurs d'EDF.

4.3.1.1. Services et équipements à destination des NSSS existants

(60) Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a identifié un marché des services et équipements destinés aux NSSS existants (ou "marché des services nucléaires").

(61) Compte tenu du caractère particulièrement sensible en termes de sûreté des services nucléaires, la Commission a considéré que ces services devaient être distingués de ceux à destination de la partie conventionnelle de la centrale, c'est-à-dire des services à destination de l'IC. La Commission a ainsi observé que certains fournisseurs de services destinés à la partie conventionnelle des centrales n'avaient ni les capacités techniques, ni les qualifications pour fournir des services nucléaires.

(62) Dans le cas présent, une majorité de participants à l'enquête de marché confirme que les services et équipements destinés aux NSSS existants constituent un marché distinct.

(63) La Partie Notifiante propose de retenir un marché des services à la base installée à destination de l'IN.

(64) Or, comme déjà indiqué dans la note de bas de page 24 de la présente décision, la Commission note qu'il existe une différence de périmètre entre NSSS et IN. En effet, en plus du NSSS, l'IN comprend également: (i) le solde de l'îlot nucléaire (balance of nuclear island, "BNI"), qui est composé des systèmes support au fonctionnement de la chaudière, en particulier le système de traitement des fluides, le système de traitement des déchets, le système de ventilation, l'alimentation électrique, le système de refroidissement, le système de manutention du combustible, et la salle de commande de la centrale et (ii) les installations de génie civil dans lesquelles sont installés ces équipements et systèmes (dont le bâtiment réacteur ou enceinte de confinement).

(65) En particulier, si de nombreux fournisseurs de services proposent à la fois des services à destinations du NSSS et des services à destination du reste de l'IN et une majorité de participants à l'enquête de marché analysent en interne ensemble leurs achats/ventes pour les services à destination du NSSS et pour les services destinés au reste de l'IN, une majorité de participants à l'enquête de marché considère tout de même que les services nucléaires à destination du NSSS sont distincts des services pour le reste de l'IN. Par exemple, un fournisseur de services nucléaires soutient que "les exigences réglementaires des services au NSSS et leurs conditions d'intervention nécessitent une préparation et un niveau d'expertise différents de ceux du BNI".

(66) Par conséquent, à l'instar de sa pratique décisionnelle et à la lumière des résultats de l'enquête de marché, la Commission retient comme marché de produits pertinent pour l'analyse concurrentielle de l'Opération le marché des services et équipements à destination des NSSS existants.

4.3.1.2. Absence de segmentation selon le type de services nucléaires

(67) La Commission a précédemment considéré que le marché des services nucléaires devait inclure non seulement les services "classiques", tels que l'inspection, la maintenance, l'ingénierie et la réparation, mais également la fourniture de composants (par exemple, pour des remplacements ou des améliorations) pour des NSSS existants, les prestataires utilisant généralement des équipements/pièces pour réaliser leurs services. Dans une autre décision, la Commission a évoqué la fourniture de composants pour îlots nucléaires sans toutefois conclure que services et composants devaient pour autant constituer deux marchés distincts.

(68) La Partie Notifiante partage la position que le marché des services nucléaires ne doit pas être segmenté selon le type de services. De plus, la Partie Notifiante soumet que le marché des services nucléaires ne devrait pas être subdivisé par des segmentations relatives (i) à la fourniture de composants pour îlots nucléaires, (ii) à l'existence d' "offres intégrées" du côté de la demande, ni (iii) aux services nucléaires associés à la prolongation de la durée d'exploitation des centrales au-delà de leur durée technique initialement envisagée.

(69) Concernant les deux premières segmentations possibles mentionnées, la Commission note grâce aux réponses à l'enquête de marché qu'il existe une multitude de services nucléaires à destinations des NSSS, ainsi que des modalités variables de négociation ou de contractualisation de ces différentes prestations, susceptibles d'être combinées entre elles d'une multitude de façons selon les besoins des opérateurs de centrales nucléaires.

(70) En analysant les appels d'offres lancés par EDF pour l'achat de services nucléaires depuis 2010, ainsi que les appels d'offres auxquels New NP (sous la forme d'ANP pré-Opération) a participé et les contrats de gré à gré conclus par New NP avec ses clients dans l'EEE et hors EEE depuis 2011, la Commission note également des variations importantes selon les services nucléaires, au moins des paramètres suivants: type de procédure (contrat conclu de gré à gré ou appel d'offre), type de service nucléaire (ingénierie, inspection, maintenance, fourniture de composant lourd, fourniture de petit composant, etc.), durée de la prestation, montant total du contrat en valeur, etc.

(71) Cependant, toujours en analysant ces documents ainsi que les résultats de l'enquête de marché, la Commission constate qu'il existe du côté de l'offre une multitude de fournisseurs présents sur le marché capables de se positionner sur l'ensemble des différentes activités de services nucléaires, y compris pour offrir des "offres intégrées", en sous-traitant le cas échéant certaines prestations.

(72) De même, du côté de la demande, si du point de vue technique chacune des interventions répond à un besoin spécifique du client final, les clients de New NP font généralement appel à l'ensemble des types de services susmentionnés (l'inspection, la maintenance, l'ingénierie, etc.) auprès de New NP ou de ses concurrents, à un moment ou un autre de la durée de vie de l'exploitation de leurs centrales.

(73) En l'espèce, une majorité de participants à l'enquête de marché confirme qu'une segmentation supplémentaire du marché des services nucléaires à destination des NSSS selon le type de services (l'inspection, la maintenance, l'ingénierie et la réparation, la fourniture de composants, etc.) n'est pas pertinente pour l'analyse du cas présent.

(74) La Commission retient donc comme marché de produits pertinent pour l'analyse concurrentielle de l'Opération le marché global des services nucléaires à destination des NSSS, sans distinction supplémentaire nécessaire (i) selon qu'il s'agisse de fourniture de composants, ou d'autres types de services, ni (ii) selon que les services en question constituent une offre intégrée ou un type de service précis.

(75) Concernant l'existence d'une éventuelle segmentation correspondant aux services nucléaires associés à la prolongation de la durée d'exploitation des centrales au-delà de leur durée technique initialement envisagée, la Commission prend en considération les points suivants.

(76) La Commission note qu'au-delà de la maintenance courante de son parc français, et compte tenu du vieillissement progressif de ses centrales et du rehaussement du référentiel de sûreté, EDF a mis en place un programme d'investissement appelé "Grand Carénage" destiné à rénover son parc nucléaire français. A ce jour, EDF estime le coût global du Grand Carénage pour ses 58 réacteurs à EUR 55 milliards pour la période 2014-2025, incluant les dépenses complémentaires liées à la mise en œuvre des recommandations de l'ASN à la suite de l'accident de Fukushima. New NP a vocation à intervenir pour certaines des prestations du Grand Carénage, au même titre que de nombreux autres fournisseurs de services nucléaires.

(77) Interrogés si à leur connaissance les services nucléaires fournis au cours d'un programme pour prolonger la durée de vie des centrales (par exemple le Grand Carénage en France) sont différents (en termes de nature des services ou de l'équipement fournis) des services nucléaires fournis pendant l'exploitation normale de la centrale ou pendant un programme d'inspection de dix ans (par exemple, les "visites décennales" françaises), les participants à l'enquête de marché sont partagés. Si certains exploitants de centrales et fournisseurs jugent que ce type de programme de rénovation nécessite des services spécifiques, avec plus d'opérations de remplacements de gros composants ou de modifications que durant la vie de la centrale, d'autres participants à l'enquête de marché soulignent que le caractère exceptionnel de ce type de programme tient davantage au volume d'investissements requis sur une durée très courte.

(78) La Commission a par conséquent analysé en détail des documents internes de la Partie Notifiante décrivant ses perspectives industrielles et financières pour le Grand Carénage. Ces documents présentent en particulier les volumes d'achats de services pour les réacteurs nucléaires françaises en exploitation (incluant les services à destination du NSSS et au reste de la centrale) de façon rétrospective et prospective (jusqu'à [Confidentiel (planification des achats)] dans le cadre du Grand Carénage). En analysant ces documents internes, la Commission observe que le Grand Carénage n'implique pas le recours à des services nouveaux mais va s'accompagner d'un accroissement de la demande d'EDF pour ces mêmes services, sans que le panel de fournisseurs ne soit substantiellement modifié par le Grand Carénage lui-même.

(79) En conclusion, sans devoir prendre une position finale sur tous les programmes d'extension de durée de vie des centrales nucléaires en général, pour l'analyse concurrentielle dans la présente décision, la Commission considère que, même si le Grand Carénage possède certaines particularités en termes de financements requis ou de nombre élevé de prestations de services (ou fourniture d'équipements) dans une durée courte, les services à destinations du NSSS faisant partie du Grand Carénage ne constituent pas un marché de produit distinct des autres services nucléaires à destination des NSSS.

(80) Par conséquent, la Commission retient comme marché de produits pertinent pour l'analyse concurrentielle dans la présente décision le marché des services à destination des NSSS existants, sans distinction supplémentaire selon le type de services.

4.3.1.3. Absence de segmentation selon le type de réacteur

(81) Dans une décision précédente, la Commission a indiqué que l'enquête de marché dans ce cas précis n'avait pas mené à une distinction des services nucléaires en fonction du type de réacteur, notamment REP ou REB, auquel ces services étaient destinés.

(82) La Partie Notifiante partage cette analyse et précise que la majorité des prestataires dans le monde fournit des services nucléaires à destination de plusieurs types de réacteurs, y compris à des réacteurs qu'ils n'ont pas eux-mêmes fournis. Ainsi, aux Etats-Unis, où New NP n'a pas à ce jour construit de réacteur, New NP fournit des services nucléaires à des réacteurs construits par Westinghouse et General Electric. De la même manière, Westinghouse et MHI fournissent des services nucléaires à EDF en France sur des réacteurs que ces entreprises n'ont pas construits.

(83) Du point de vue de l'offre, la Commission note qu'une multitude de concurrents directs de New NP tels que Toshiba-Westinghouse, GE-Hitachi, Mitsubishi Heavy Industries (MHI), Doosan, B&W fournissent des services nucléaires à destination de plusieurs types de réacteurs.

(84) Si une majorité de fournisseurs de services nucléaires d'EDF ayant répondu à l'enquête de marché de la Commission considère que les services sont distincts selon la technologie des réacteurs, plusieurs de ces fournisseurs sont notamment actifs exclusivement ou quasi-exclusivement dans la fourniture de services pour une technologie et client spécifique (REP pour EDF en particulier).

(85) En même temps, dans l'enquête de la Commission une majorité des fournisseurs de services nucléaires actifs sur plusieurs technologies, et qui ont exprimé un avis, ont indiqué faire appel aux mêmes ressources humaines et techniques pour fournir des services pour ces différents types de réacteurs (par exemple, avec des services d'ingénierie communs, capables de fournir des services pour des technologies de réacteurs distinctes). Cela a également été confirmé par leurs clients opérateurs de centrales nucléaires.

(86) Du point de vue de la demande, une majorité des opérateurs de centrales nucléaires ayant exprimé un avis indique qu'il n'y aurait pas de distinction fondamentale entre les services nucléaires à destination de REP et ceux à destination de REB. Ainsi, un opérateur de centrales nucléaires ayant de l'expérience avec les deux technologies de réacteurs précise qu'"il n'y a pas de différenciation du point de vue de l'approvisionnement - il existe des obstacles supplémentaires lors des opérations dans un REB, mais nous considérons que les services sont très similaires".

(87) Dès lors, en combinant l'analyse de l'offre de la demande, il découle de l'enquête de marché qu'il n'y a pas lieu de définir des marchés de services et équipements distincts pour chaque type de réacteur (REP ou REB).

(88) Dans le cadre de l'enquête de marché, l'opérateur de centrales nucléaires Teollisuuden Voima Oyj (ci-après, "TVO") suggère qu'une définition supplémentaire, plus étroite, du marché pourrait être nécessaire. TVO soutient que les services nucléaires à destination des NSSS basées sur la technologie EPR spécifiquement constituent un marché distinct, seule New NP proposant des services nucléaires pour EPR.

(89) La Commission a étudié en détail cette possibilité, et formule les considérations reprises dans les points suivants.

(90) Premièrement, l'EPR est une nouvelle déclinaison des différents modèles existants de REP. S'il est vrai que seule New NP fournit actuellement ce type de réacteur, cela est également vrai pour chacun des fournisseurs d'îlots nucléaires de génération Génération III/III+ et sa technologie respective sans pour autant que cela mène forcément à une définition de marché distinct pour des services à destination de chaque type de réacteur. Ainsi, un prestataire de services à la base installée, habitué à fournir ces services pour plusieurs types de réacteurs, pourra fournir des services nécessaires à un EPR et les ingénieurs travaillant sur les REP disposent des compétences nécessaires pour apporter leur concours sur des réacteurs de type EPR (voir même sur plusieurs technologies).

(91) Deuxièmement, l'enquête de marché indique qu'il existe une multitude de cas de figures où des fournisseurs autres que le concepteur et constructeur d'une NSSS fournissent des services pour une centrale donnée sans avoir participé à sa conception, et TVO n'a pas fourni d'élément permettant de conclure que l'EPR échapperait à cette situation.

(92) Enfin, la Commission observe qu'aucun des autres participants à l'enquête de marché ne propose cette définition d'un marché distinct pour les services nucléaires à destination des EPR.

(93) Au vu de ce qui précède, à l'instar de sa pratique décisionnelle et à la lumière des résultats de l'enquête de marché, la Commission estime qu'une segmentation du marché des services à destination des NSSS existants selon la technologie de réacteur (REP ou REB), comme marché de produits pertinent pour l'analyse concurrentielle dans la présente décision, n'est pas justifiée. Cela s'applique également a fortiori aux services nucléaires à destination des EPR.

4.3.1.4. Conclusion

(94) La Commission retient donc comme marché de produits pertinent pour l'analyse concurrentielle dans la présente décision le marché de l'ensemble des services et équipements à destination des NSSS existants, sans distinction selon le type de services ni selon la technologie du réacteur.

4.3.2. Marché géographique

(95) Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a laissé ouverte la question de savoir si le marché des services nucléaires était de dimension mondiale ou plus restreinte, notamment mondiale à l'exclusion du Japon, ou de dimension EEE. La Commission a observé que les clients organisent en effet des appels d'offres mondiaux pour la fourniture d'équipements de grande taille mais la Commission a également relevé que, du point de vue de la demande, la présence locale et la proximité géographique du fournisseur de services nucléaires pouvaient être prises en compte par les exploitants dans le choix de leur fournisseur.

(96) La Partie Notifiante identifie une dimension géographique mondiale du marché des services nucléaires, en soutenant que (i) de nombreux fournisseurs de services nucléaires sont actifs au niveau mondial, (ii) les exploitants de centrales organisent des appels d'offres mondiaux pour leurs plus importants contrats, et (iii) les services nucléaires s'inscrivent souvent dans le cadre d'opérations de maintenance prévues et planifiées longtemps à l'avance, permettant ainsi au fournisseur, même distant, de s'organiser en conséquence pour satisfaire en temps voulu les besoins du client.

(97) Dans l'enquête de marché de la Commission, une majorité de fournisseurs de services nucléaires indique que la dimension géographique du marché serait mondiale, alors que du côté de la demande, même s'ils font appel à des équipements ou composants fabriqués dans l'EEE mais aussi en dehors, une majorité d'opérateurs de centrales nucléaires considère que la dimension géographique pertinente pour le marché des services nucléaires est l'EEE.

(98) L'enquête de marché fait ressortir une multitude d'entreprises d'origine hors-EEE actives dans l'EEE ainsi que de potentiels nouveaux entrants qui sont actuellement en cours de qualification pour fournir des services dans l'EEE dans les cinq prochaines années.

(99) Néanmoins, une majorité de fournisseurs indique aussi que lorsqu'ils fournissent des équipements ou des composants, ils produisent des équipements au sein de l'EEE. Dans le même temps, ces entreprises nécessitent ou préfèrent avoir des équipes présentes localement ou une filiale afin de pouvoir agir rapidement en cas de besoin, notamment pour des services d'inspection, maintenance et réparations. En effet, une majorité d'électriciens semblent également privilégier une présence locale dans leur pays ou dans l'EEE) lorsqu'ils choisissent un fournisseur de services nucléaires. Cela semble moins le cas pour la fourniture de gros équipements.

(100) Au regard de ce qui précède, la Commission considère que le marché des services nucléaires à destination des NSSS existants est de dimension au moins EEE sinon mondiale, mais la définition exacte du marché peut rester ouverte pour la décision présente, dans la mesure où quelle que soit la définition retenue, l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur.

4.4. Marché des systèmes d'instrumentation et de contrôle

4.4.1. Marché de produits

(101) Afin d'assurer son bon fonctionnement et de garantir sa sûreté, une centrale nucléaire requiert un ensemble de moyens, systèmes et équipements (capteurs, dispositifs de visualisation et de commande, calculateurs, relais etc.) qui permettent d'en connaître l'état et de la piloter. L'ensemble de ces moyens constitue les systèmes d'instrumentation et de contrôle ("I&C").

(102) Ces systèmes font partie intégrante de tout projet de nouvelle centrale lors de sa construction et font également l'objet, pendant la durée d'exploitation du réacteur, de maintenance, de modernisation, voire d'un remplacement.

4.4.1.1. Distinction I&C de sécurité et I&C conventionnel

(103) Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a identifié deux marchés distincts, (i) celui des I&C liés à la sécurité qui concerne l'IN et (ii) celui des I&C opérationnels qui concerne principalement l'IC et les opérations qui s'y rapportent.

(104) La Partie Notifiante rejoint la pratique décisionnelle et considère que la fourniture d'I&C de sécurité constitue un marché distinct.

(105) La majorité des fournisseurs d'I&C et des opérateurs de centrales nucléaires considère que l'I&C de sécurité et l'I&C conventionnel peuvent être considérés comme constituant des marchés de produits distincts.

(106) Etant donné qu'aucune des Parties n'est active sur le marché de la fourniture d'I&C conventionnel, ce marché n'est plus discuté dans la suite de cette décision.

4.4.1.2. Absence de distinction de l'I&C de sécurité par type de réacteur

(107) Dans sa pratique décisionnelle, la Commission n'a pas considéré comme pertinente une sous-segmentation des systèmes d'I&C par type de réacteur (i.e. un système d'I&C de sécurité pour les réacteurs de type REP, REB etc.).

(108) La Partie Notifiante rejoint la pratique décisionnelle et considère que le marché de la fourniture d'I&C de sécurité ne devrait pas être segmenté par type de réacteur.

(109) La majorité des fournisseurs d'I&C et des opérateurs de centrales nucléaires estiment que le marché des systèmes l'I&C de sécurité ne devrait pas être sous-segmenté par type de réacteur. De même, la majorité des fournisseurs d'I&C de sécurité estime qu'un fournisseur d'I&C de sécurité pour REB pourrait adapter son produit pour fonctionner avec un réacteur de type REP sans investissements ni délais significatifs.

(110) Au vu de ce qui précède, la Commission considère que le marché des I&C de sécurité ne peut être segmenté par type de réacteur.

4.4.1.3. Marché de fourniture de l'I&C de sécurité et des services liés

(111) Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a évoqué la question de savoir si la maintenance et les services aux systèmes d'I&C devraient faire partie du même marché. Si la question avait été laissée ouverte, il était indiqué que le fait que la maintenance soit fournie en même temps que les équipements ou de façon individuelle dépendait des besoins des clients.

(112) La Partie Notifiante rejoint la pratique décisionnelle et estime qu'il n'y a pas lieu de distinguer les systèmes d'I&C de sécurité (i) dans le cadre de la construction de nouveaux réacteurs ou (ii) pour leur maintenance au sein du parc nucléaire installé. La Partie Notifiante affirme que dans les deux cas les offreurs et les clients sont les mêmes. Si la maintenance simple peut être réalisée par l'exploitant de la centrale, l'approvisionnement en pièces détachées et la modernisation du système existant (type mises à jour) seraient adressés au fournisseur d'origine. Le remplacement de l'I&C de sécurité pourrait donner lieu à une mise en concurrence. La Partie Notifiante note à cet égard que les remplacements complets de l'I&C de sécurité ne sont pas nécessaires et qu'ils ont lieu exceptionnellement, peut être seulement une fois dans la vie d'une centrale.

(113) Du point de vue de la demande, la majorité des opérateurs de centrales nucléaires considère que la durée de vie d'un système I&C de sécurité s'étend entre 10 et 20 ans ou entre 20 et 40 ans, même si elle peut être étendue en opérant des modernisations plutôt qu'un remplacement. Dans le passé, lorsqu'une modernisation ou un remplacement était nécessaires, une proportion importante d'opérateurs de centrales nucléaires indique avoir sollicité le fournisseur d'origine de l'I&C, même si une proportion quasi-égale estiment avoir eu recours parfois au fabricant d'origine et parfois à un tiers.

(114) Du point de vue de l'offre, les fournisseurs d'I&C de sécurité notent que le fait que les services soient vendus avec la fourniture de l'I&C de sécurité dépend des préférences des clients. New NP et d'autres fournisseurs d'I&C ont déjà fourni des services pour des systèmes d'I&C qu'ils n'avaient pas construits.

(115) Ainsi, il semblerait que selon la préférence des clients, certains choisissent de solliciter le fabricant d'origine de l'I&C de sécurité pour les services tandis que d'autres se tournent vers un fournisseur tiers. Néanmoins, les expériences passées démontrent qu'il est possible de se tourner vers d'autres entreprises que le fabricant d'origine.

(116) Au vu de ce qui précède, la Commission retient comme marché de produits pertinent pour l'analyse concurrentielle de la présente décision le marché des I&C de sécurité sans qu'il soit nécessaire de se prononcer sur l'inclusion ou non de la maintenance et des services dans ce marché puisque l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur.

4.4.1.4. Distinction de l'I&C de sécurité du marché de la conception et de la construction de l'IN

(117) Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a toujours considéré les marchés de la conception et de la construction des IN comme distincts de ceux de la fourniture des I&C.

(118) Le Partie Notifiante estime qu'au vu de l'imbrication existante entre IN et systèmes I&C, ces deux composants ne devraient pas constituer des marchés distincts. Pourtant, EDF reconnaît que certains fournisseurs d'IN ne disposent pas en interne de leur propre offre de systèmes d'I&C de sécurité, et doivent faire appel à un fabricant de systèmes d'I&C tiers.

(119) Du point de vue de la demande, les opérateurs de centrales nucléaires mentionnent que certains fournisseurs d'IN doivent faire appel à des fournisseurs d'I&C de sécurité tiers. Ces derniers peuvent être soit des fournisseurs d'I&C indépendants (ne fournissant pas d'IN eux-mêmes), soit des fournisseurs d'I&C de sécurité intégrés (qui pourraient normalement aussi fournir l'IN).

(120) Du point de vue de l'offre, il existe des fournisseurs intégrés offrant IN et I&C de sécurité dans un même contrat. Néanmoins, une partie non négligeable de l'offre en I&C de sécurité est constituée de fournisseurs indépendants (RollsRoyce, Radiy, Ultra, etc.). Dans le même temps, les fournisseurs intégrés offrent également leur système d'I&C de sécurité seul, selon les spécificités d'un projet. Ainsi, la vente d'IN et d'I&C de sécurité, si elle est parfois liée, ne peut être confondue.

(121) Au vu de ce qui précède, la Commission considère que le marché pertinent est le marché des I&C de sécurité sans qu'il soit nécessaire de l'inclure dans le marché de la conception et de la construction des IN.

4.4.2. Marché géographique

(122) Dans sa pratique décisionnelle, la Commission laissé ouverte la question de savoir si la dimension géographique du marché des systèmes d'I&C de sécurité était européenne, plus large qu'européenne ou mondiale.

(123) Les Parties considèrent que le marché est de dimension mondiale étant donné que les mêmes entreprises sont actives au niveau mondial avec les mêmes produits étant seulement adapté aux spécificités des règlementations locales. Ainsi, le système I&C de sécurité de New NP est qualifié dans 17 pays à travers le monde.

(124) De point de vue de la demande, l'enquête de marché n'est pas parfaitement concluante. Si la moitié des participants considère le marché comme de dimension mondiale, l'autre moitié tend vers une dimension plus large qu'européenne. Une minorité estime que le marché est de dimension européenne. La majorité des opérateurs de centrales nucléaires estime que les procédures de certification sont différentes dans l'EEE que dans le reste du monde. Pourtant, il faut noter qu'il n'est pas nécessaire pour un système d'I&C de sécurité d'être déjà qualifié dans le pays de construction de la centrale nucléaire pour gagner l'appel d'offres dudit projet.

(125) Du point de vue de l'offre, la majorité des fournisseurs d'I&C de sécurité considère que ce marché est de dimension mondiale et qu'ils sont en concurrence avec des entreprises chinoises, japonaises, russes, européennes et américaines, entre autres. Néanmoins, la majorité des fournisseurs estime que les procédures de certification sont différentes dans la zone EEE que dans le reste du monde.Il a été indiqué qu'une fois qu'un système d'I&C de sécurité était qualifié dans un pays de l'EEE, il était plus facile de le qualifier dans les autres pays de l'EEE.

(126) Ainsi, si le marché des systèmes des I&C de sécurité semble tendre vers une dimension mondiale ou au moins plus large que l'EEE, cette définition peut rester ouverte dans la mesure où quelle que soit la définition retenue l'Opération ne sera pas de nature à soulever des doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur.

4.4.3. Conclusion

(127) Pour la présente décision, le marché pertinent est celui des systèmes d'I&C de sécurité au niveau mondial ou plus large que l'EEE, mais la définition exacte du marché peut rester ouverte, dans la mesure où quelle que soit la définition retenue, l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur.

4.5. Marché de la conception, fabrication et fourniture d'assemblages de combustible

(128) Le combustible nucléaire sert à alimenter le cœur des réacteurs des centrales nucléaires afin de générer la réaction en chaîne productrice de la chaleur qui est transmise par le circuit primaire et ensuite transformée, dans le circuit secondaire, en énergie électrique. La fabrication d'assemblages de combustibles ("AC") constitue la dernière étape en amont du "cycle du combustible nucléaire" et intervient après la fluoration (ou conversion) et l'enrichissement du minerai d'uranium naturel ou de retraitement.

(129) La fabrication d'AC implique la transformation de l'uranium enrichi en poudre d'oxyde d'uranium, qui est ensuite comprimée en petites pastilles. Ces pastilles sont ensuite introduites dans de longues gaines faites d'un alliage notamment de zirconium, qui assurent le confinement des produits radioactifs. Scellées à chaque extrémité par des bouchons, ces gaines sont appelées "crayons combustible". Chaque AC comporte plusieurs dizaines de crayons qui sont liés en faisceaux dans une structure métallique, appelée le squelette. Ce squelette est intégré au cœur du réacteur où se déroule la fission nucléaire qui génère la chaleur servant à produire l'électricité.

(130) A côté des AC fabriqués à base d'uranium enrichi, il existe une autre catégorie de combustibles, dits MOX, fabriqués à partir du plutonium récupéré durant le traitement du combustible d'uranium enrichi épuisé. Ces AC MOX ont les mêmes caractéristiques énergétiques que les AC à l'uranium enrichi mais leur fabrication est particulièrement sensible en raison de la toxicité du plutonium.

(131) De façon générale, le combustible séjourne entre quatre et cinq ans dans un réacteur. Le renouvellement du combustible usagé s'effectue par rechargement périodique (environ tous les 12 à 24 mois) d'une fraction du cœur du réacteur (entre 20 et 50% du nombre total d'AC), selon le type de gestion et le niveau de performance des AC. Ce renouvellement nécessite en moyenne un arrêt de tranche d'environ un mois.

4.5.1. Marché de produits

(132) Dans sa pratique décisionnelle antérieure, la Commission a identifié des marchés distincts pour les AC destinés aux réacteurs de type REP, d'une part, et REB, d'autre part, ainsi que pour les AC à MOX.

(133) Au sein des AC pour REO, dont les spécifications techniques sont différentes des AC pour réacteurs de types REL ou RAG, la Commission a en effet observé que les AC pour REP et pour REB ne pouvaient se substituer les uns aux autres du point de vue de la demande compte tenu d'importantes différences de conception (taille des pastilles, géométrie des faisceaux, fonctions des tubes guides, nombre d'arrangements, etc.). Au niveau de l'offre également, des différences majeures au niveau des matériaux, de la composition des divers éléments des AC, de la configuration du cœur et des éléments nécessaires à son fonctionnement entrainent des différences significatives entre les AC pour REB et ceux pour REP en terme d'analyse technique et de procédés de fabrication, avec pour conséquence un difficile (car coûteux) passage de la production d'AC pour REB à la production d'AC pour REP (ou vice-versa), ainsi qu'au niveau des prix facturés aux clients. En revanche, la Commission a considéré qu'il n'était pas opportun d'effectuer une distinction entre les différentes longueurs d'AC REP et REB, respectivement, dans la mesure où différentes géométries peuvent être mises au point assez facilement une fois qu'une conception de base des AC a été développée. De la même façon, la Commission a estimé qu'il ne convenait pas de distinguer les AC selon qu'ils étaient produits à partir d'uranium naturel ou d'uranium de retraitement.

(134) En ce qui concerne les AC MOX, la Commission a identifié un marché de produit distinct au regard du fort taux de rayonnement du combustible qui requiert des équipements de production et de protection spécialisés pour la fabrication des pastilles, le remplissage des tubes de gainage et le montage des AC, se traduisant dans des coûts de fabrication beaucoup plus élevés que pour la fabrication d'AC à l'uranium enrichi.

(135) En l'espèce, la Partie Notifiante retient également l'existence d'un marché de produit distinct pour les AC MOX pour des raisons similaires à celles retenues précédemment par la Commission. En revanche, EDF considère qu'il convient de définir un marché de produits unique regroupant les AC pour REP et pour REB, sans qu'il soit nécessaire de segmenter entre les deux technologies, même si les AC pour réacteur de type VVER de conception russe devraient être distingués indépendamment du fait que, techniquement, il s'agit de réacteurs de type REP.

(136) En substance, EDF indique que du point de vue de la demande, chaque type d'assemblage de combustible est développé pour un réacteur donné, de sorte qu'il y aurait autant de différences entre plusieurs types d'AC pour REP (ou pour REB) qu'entre AC pour REP et AC pour REB. Du point de vue de l'offre, la Partie Notifiante admet que la structure d'assemblage et le niveau d'enrichissement diffèrent entre les AC pour REP et pour REB mais note que la majorité des fabricants d'AC sont en mesure de produire les deux et de convertir leurs lignes de production moyennant des investissements spécifiques au niveau du stockage des pastilles et des équipements dédiés au crayonnage, au squelettage et à l'assemblage, pour un montant estimé entre EUR [Confidentiel] à [Confidentiel] millions. Au niveau des prix, EDF estime également que la différence des prix de vente est inférieure à [Confidentiel]%.

(137) L'enquête de marché confirme très largement la définition des marchés de produits pertinents retenue précédemment par la Commission. En particulier, l'ensemble des électriciens et l'ensemble des fournisseurs d'AC ayant répondu à l'enquête de marché et ayant indiqué disposer des connaissances suffisantes, confirment qu'il convient de distinguer des marchés d'AC distincts selon le type de technologie de réacteur (REO, REL, RAG, etc.) et, au sein des AC pour REO, entre les AC pour REL, pour REB et pour VVER. Du point de vue de la demande, les électriciens indiquent qu'il n'y a aucune substitution possible entre AC destinés aux réacteurs de technologie différente, ainsi qu'entre AC destinés aux réacteurs REP, REB et VVER, respectivement.

(138) Du point de vue de l'offre, les fournisseurs d'AC ont indiqué que chaque technologie de réacteur impliquait une conception d'AC différente et que les différences majeures entre les types d'AC portaient notamment sur la géométrie, le nombre de gaines et le niveau d'enrichissement de l'uranium. En ce qui concerne les investissements requis pour convertir une ligne de production d'AC REP en AC REB, ou vice-versa, les fournisseurs d'AC parlent d'investissements significatifs pouvant aller jusqu'à un montant dépassant le double de celui mentionné par EDF sur une période de plusieurs années, la seule certification desdits AC pouvant quant à elle se monter à plusieurs millions d'euros. Contrairement à ce que suggère EDF, un fournisseur d'AC explique également que les AC sont spécifiques à chaque classe de réacteur mais pas à chaque IN de chaque fournisseur d'origine. Si un fournisseur d'AC peut être le seul à alimenter un réacteur en particulier, cela serait davantage dû au fait qu'il est le seul fournisseur certifié par l'autorité de sûreté compétente du pays où le réacteur est en activité. L'opérateur d'un parc de centrales nucléaires contenant à la fois des réacteurs REP et REB explique en outre que l'architecture des AC pour REB est techniquement plus complexe que celui des AC pour REP, ce qui se traduit par des prix plus élevés. Cette différence de prix, confirmée par plusieurs fournisseurs d'AC, apparaît cependant en ligne avec les estimations d'EDF.

(139) L'électricien TVO est le seul à suggérer une segmentation supplémentaire au sein des AC pour REP concernant les AC pour réacteurs REP de type EPR, dont le réacteur OL3 commandé par TVO et en cours de réalisation. Or, comme développé au point 4.2.1.3 ci-dessus, la Commission n'a jamais distingué de segments spécifiques d'AC correspondant à différents paliers de puissance au sein d'un même type de réacteur. EDF considère qu'une telle segmentation serait trop restrictive et ne permettrait pas de rendre compte de la réalité de la concurrence entre les différents fournisseurs d'AC. Dans la mesure où aucun autre exploitant de centrale nucléaire n'a invité la Commission à considérer une segmentation par pallier et compte tenu du fait qu'aucun réacteur EPR n'est encore entré en fonction dans le monde, la Commission considère que la suggestion de TVO est à tout le moins hypothétique.

(140) Pour le reste, l'ensemble des électriciens et l'ensemble des fournisseurs d'AC ayant répondu à l'enquête de marché et ayant indiqué disposer des connaissances suffisantes ont confirmé qu'il était opportun de distinguer les AC à MOX des AC à base d'uranium enrichi, au regard des considérations liées à la toxicité du combustible MOX et aux mesures de protection nécessaires à sa manipulation, se traduisant par des coûts de production plus élevés, telles que mises en évidence dans la pratique décisionnelle de la Commission.

(141) Au regard de ce qui précède, la Commission considère qu'il convient de retenir comme marchés pertinents, sans qu'il soit nécessaire d'effectuer d'autres distinctions: (i) la conception, la fabrication et la fourniture d'AC pour REP, distinct de la conception, de la fabrication et de la fourniture d'AC pour REB; et (ii) la conception, la fabrication et la fourniture d'AC MOX.

4.5.2. Marché géographique

(142) Dans sa pratique décisionnelle antérieure, la Commission a initialement considéré que le marché des AC REP était de dimension EEE et a ensuite laissé ouverte la possibilité d'un marché mondial en l'absence de problème concurrentiel sur le marché plus restreint de l'EEE, au regard des engagements consentis. En ce qui concerne les AC à MOX, la Commission a laissé ouverte la question de savoir sur le marché géographique s'étendait à l'EEE ou à une région plus étendue, incluant notamment le Japon.

(143) En ce qui concerne les AC pour REP, la Commission avait initialement relevé que l'établissement des fournisseurs d'AC dans l'EEE était important pour les centrales nucléaires, notamment pour éviter un surcoût significatif dû au transport et aux droits de douane, ainsi que les incertitudes associées au transport de combustible sur de longues distances et leur passage dans différentes environnements réglementaires. La Commission notait également que les importations d'AC vers les pays de l'EEE étaient rares et qu'il existait d'importants différentiels de prix entre régions du monde. En revanche, la Commission a également reconnu que certains fournisseurs d'AC étaient actifs à l'échelle mondiale et étaient capables de transporter des AC sur de longues distances. A l'époque, des clients avaient également indiqué ne pas exclure la possibilité de se fournir en AC en dehors de l'EEE, sur un marché mondial. En ce qui concerne les AC à MOX, la Commission a reconnu que le combustible nucléaire de retraitement n'est autorisé que dans certains pays du monde, citant à l'époque la France, l'Allemagne, la Belgique, la Suisse et le Japon, à l'exclusion notable des Etats-Unis.

(144) En l'espèce, la Partie Notifiante défend que le marché des AC pour REO (REP et REB) et le marché des AC à MOX, sont de taille mondiale. En ce qui concerne les AC MOX, cela signifie que le marché regrouperait tous les pays du monde dans lesquels ce type d'AC est utilisé. EDF souligne en particulier que la plupart des fournisseurs d'AC sont désormais actifs au niveau mondial, par la création d'unités de production d'AC en dehors de leur région d'origine, par des livraisons transrégionales ou par la constitution d'entreprises communes de production d'AC avec des partenaires régionaux. Ainsi, les principaux fournisseurs d'AC aux centrales situées dans l'EEE - New NP, Westinghouse, GNF (directement et via GENUSA) et TVEL - ont également été agréés par de nombreux autres exploitants à travers le monde. De même, citant des exemples hors de l'EEE, EDF soutient que le transport d'AC sur de longues distances s'observe de plus en plus, certains clients s'approvisionnant auprès de fournisseurs (et d'usines) installés dans une autre région du monde.

(145) Cependant, en réponse à l'enquête de marché, une majorité des exploitants de centrales nucléaires et l'ensemble des fournisseurs d'AC ayant répondu à l'enquête de marché et ayant indiqué disposer des connaissances suffisantes, soutiennent que le marché de la fourniture d'AC pour REP est de dimension EEE. Au niveau des électriciens, on observe une différence de point de vue facilement explicable entre les exploitants de centrales VVER au sein de l'EEE, qui se fournissent tous auprès de la société russe TVEL, et les opérateurs de réacteurs REP ou REB. Ces derniers indiquent en majorité que disposer de capacités de production au sein de l'EEE est nécessaire ou à tout le moins préférable pour des raisons de coûts (incl. transport et droits de douane), de sécurité d'approvisionnement et de sûreté (incl. inspection, certification). Ces considérations se reflètent dans le fait qu'aucun des exploitants de centrales REP ou REB ayant répondu à l'enquête de marché n'importe d'AC depuis un pays situé en dehors de l'EEE, au contraire des opérateurs de réacteurs VVER.

(146) De leur côté, les fournisseurs d'AC abondent dans le sens d'une dimension EEE du marché de la fourniture des AC REP (ou REB), citant notamment les difficultés logistiques, les droits de douane et la nécessaire familiarité avec les cadres juridiques applicables à l'obtention des certifications nationales. A cet égard, ils soulignent également le caractère nécessaire ou à tout le moins préférable de la disposition de capacités de production dans l'EEE, en ce compris pour des raisons de compétitivité (incl. coûts de transport). Pour ces raisons, les importations d'AC pour REP (ou REB) dans l'EEE demeurent exceptionnelles. En outre, les fournisseurs d'AC considèrent que les flux commerciaux en matière d'AC n'ont pas évolué significativement au cours des 10 dernières années. L'enquête de marché a également révélé des différences qui demeurent significatives au niveau du prix moyens des AC entre les différentes régions du monde, même si une convergence peut être observée entre l'EEE et l'Amérique du Nord pour les AC REP.

(147) Au regard de ce qui précède, la Commission considère dès lors que pour l'analyse concurrentielle de l'Opération le marché de la conception, de la fabrication et de la fourniture d'AC pour REP (ou REB) demeure à ce jour de dimension EEE. En ce qui concerne les AC MOX, la Commission souligne que la demande a fortement diminué ces dernières années suite à l'interdiction faite en Allemagne et en Suisse de transporter les combustibles usés à l'étranger pour retraitement, à l'interdiction d'utilisation maintenant en vigueur en Belgique, et à l'arrêt des centrales japonaises suite à l'accident de Fukushima. Le redémarrage des centrales japonaises laisse entrevoir une certaine reprise de la demande mais celle-ci s'est aujourd'hui quasiment réduite à la France. En tout état de cause, dans la mesure où l'Opération n'est pas susceptible d'entraîner de problèmes de concurrence sur le marché de la conception, de la fabrication et de la fourniture d'AC à MOX, la définition géographique peut être laissée ouverte.

4.6. Marché de la production et vente en gros d'électricité

4.6.1. Marché de produits

(148) Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a identifié le marché de la production et la vente en gros d'électricité comme un marché distinct des marchés du négoce, du transport, de la distribution, de l'ajustement et des services auxiliaires et de la fourniture d'électricité au détail. La Commission n'a en outre pas distingué dans ce marché entre les différentes sources de production d'électricité.

(149) La Partie Notifiante rejoint la pratique décisionnelle de la Commission et considère qu'un marché distinct de la production et vente en gros d'électricité est pertinent, sans distinguer par source de production d'électricité.

(150) Par conséquent, à l'instar de sa pratique, la Commission retient comme marché de produits pertinent pour l'analyse concurrentielle dans la présente décision le marché unique de la production et vente en gros d'électricité.

4.6.2. Marché géographique

(151) Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a laissé ouverte la définition géographique du marché de la production et de la vente en gros d'électricité mais a néanmoins considéré des marchés nationaux dans ses analyses concurrentielles du fait de la faiblesse des interconnexions entre les Etats membres.

(152) La Partie Notifiante rejoint la pratique décisionnelle de la Commission et considère le marché géographique pertinent comme national.

(153) New NP n'est pas active sur le marché de la production et de la vente en gros d'électricité. EDF est active sur ce marché en France, au Royaume-Uni, en Italie, en Belgique, en Pologne et en Grèce et de manière marginale en Espagne, Allemagne, Pays-Bas, Bulgarie et Hongrie. Notamment pour les pays où EDF est active dans l'opération de centrales nucléaires, en France et au Royaume-Uni, la Commission a retenu, dans des décisions récentes, une dimension géographique nationale.

(154) Dans le cadre de l'enquête de marché de la Commission, TVO soutient que le marché de la production et de la vente en gros d'électricité doit être considéré comme plus grand que national, à tout le moins régional voire même européen, du fait des évolutions réglementaires européennes ainsi que de la convergence des prix sur les marchés régionaux. TVO est présent sur ce marché en Finlande.

(155) TVO soutient notamment qu'il existerait une convergence de prix au niveau pan-européen qui tendrait à démontrer l'émergence d'un marché dépassant les frontières nationales. Or, la Commission note l'existence d'analyses indiquant au contraire une convergence limitée des prix de gros nationaux de l'électricité de plusieurs Etats européens par rapport à des Etats de référence. La Commission en déduit que contrairement à ce que soutient TVO, il n'existe pas à ce stade de convergence globale des prix de l'électricité entre l'ensemble des pays européens, ni a fortiori des prix entre les pays où EDF a une présence non-marginale, comme la France, et la Finlande. La Commission écarte donc une possible dimension géographique au niveau de l'EEE pour le marché de la production et vente en gros d'électricité pour l'analyse de la présente Opération.

(156) Dans certaines décisions, et pour certaines zones très spécifiques, si la Commission a certes envisagé la possibilité d'une délimitation géographique plus large que nationale de ce marché, elle n'a toutefois jamais pris de position définitive sur ce point, la question ayant toujours été laissée ouverte. Tel est en effet le cas de la zone regroupant les pays nordiques, à savoir la Finlande, la Norvège, la Suède, le Danemark, l'Estonie, la Lituanie et la Lettonie.

(157) Sur cette zone regroupant les pays nordiques de l'Europe dont la Finlande, il convient de noter que seul TVO serait actif. EDF n'a quant à elle aucune activité de production et de vente en gros d'électricité en Finlande, ni dans les pays compris dans cette zone.

(158) Par conséquent, quelle que soit la définition de marché retenue pour cette zone spécifique, EDF et TVO n'interviennent jamais sur le même marché géographique de la production et de la vente en gros d'électricité, et ne sont donc pas en situation de concurrence. La Commission en déduit que la définition de ce marché peut rester ouverte dans la mesure où quelle que soit la définition précise retenue, nationale ou régionale, l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur.

(159) Pour le reste des marchés de production et vente en gros d'électricité où EDF est active, à l'instar de sa pratique décisionnelle récente et dans la mesure où aucune autre soumission étayée durant l'enquête de marché ne soutient une autre dimension géographique la Commission considère que la définition du marché géographique pertinente pour l'analyse de l'Opération est la dimension nationale.

(160) En conséquence, la Commission retient comme marché géographique pertinent pour l'analyse concurrentielle des effets de l'Opération le marché de la production et de la vente en gros d'électricité au niveau national, tout en laissant ouverte une possible dimension géographique au plus régionale pour la zone nordique qui n'affecterait pas les conclusions des analyses menées par la Commission dans la présente décision.

5. ANALYSE DES EFFETS DE L'OPÉRATION SUR LA CONCURRENCE

5.1. Marché de la conception et construction d'IN

(161) New NP développe actuellement trois modèles de réacteurs, deux REP (d'une part l'EPR et d'autre part Atmea ) et un REB (réacteur Kerena, non encore commercialisé).

(162) EDF par contre, n'est pas un concepteur ou un constructeur d'IN (qui lui sont fournis) et intervient en aval de ce marché en tant que client pour les centrales nucléaires qu'il exploite. A ce titre, EDF ne génère pas de chiffre d'affaires sur ce marché.

(163) Toutefois, la Commission considère que, dans le cadre de sa récente coopération avec CGN, EDF [Accord confidentiel] à déployer la technologie Hualong qui doit être certifiée au Royaume-Uni ("UK Hualong"). Cette [Accord confidentiel] rend possible un chevauchement horizontal sur le long terme entre les (futures) activités d'EDF et de New NP.

(164) De plus, en France, EDF possède 58 réacteurs nucléaires en exploitation. Tous les réacteurs du parc nucléaire français ont été fournis par New NP (ou par son prédécesseur Framatome). Au Royaume-Uni, alors qu'EDF Energy exploite la totalité du parc nucléaire de 15 réacteurs fournis par Westinghouse, de nouvelles constructions de réacteurs nucléaires sont en projet au Royaume-Uni. Cette base installée et ces futurs projets reflètent le lien vertical existant entre EDF et New NP.

(165) Ce lien vertical créé par l'Opération pourrait en théorie mener à deux types de risques de verrouillage :

(a) le risque que EDF renforce sa position avale sur les marchés nationaux de production et de vente en gros d'électricité en rendant plus difficile pour ses concurrents l'accès au IN fournis par New NP, et

(b) le risque qu'en privant les concurrents de New NP sur le marché amont des IN de l'accès à la clientèle représentée par EDF, la concurrence entre fournisseurs d'IN s'en trouve affectée sur ce marché.

5.1.1. Chevauchement horizontal

(166) La Commission analyse ci-dessous les potentiels effets anti-concurrentiels pouvant découler des chevauchements horizontaux des activités des Parties dans la fourniture d'IN, post-Opération.

(167) Comme l'illustre le Tableau 2 ci-dessous, quelle que soit la définition géographique du marché de la conception et de la construction d'IN retenue, New NP a une part de marché de [0-5]%.

<emplacement tableau>

(168) Dans son précédent EDF/CGN/NNB Group of Companies, la Commission a étudié le partenariat stratégique mis en place entre EDF et CGN. Dans ce contexte, EDF [Accord confidentiel].

(169) Ainsi, si EDF ne génère actuellement pas de chiffre d'affaires sur le marché de la conception et de la construction des IN, dans le futur, EDF [Accord confidentiel] permettant de participer à des appels d'offre [Accord confidentiel]. Il existe ainsi un chevauchement horizontal potentiel entre les activités futures d'EDF et celles de New NP. Certains éléments démontrent néanmoins que ce chevauchement horizontal potentiel ne pourrait pas avoir d'effets anti-concurrentiels.

(170) Premièrement, la technologie UK Hualong n'est pas encore certifiée et le succès de cette procédure n'est donc pas assuré et s'inscrit sur une longue durée. La Partie Notifiante estime notamment que la procédure de certification au Royaume-Uni prendra entre [Confidentiel]. De plus, s'il est possible de participer à des appels d'offre sans avoir obtenu la certification du pays dans lequel la centrale nucléaire sera installée, il faut rappeler que cette variante de la technologie Hualong n'a encore jamais été certifiée. En tout état de cause, la technologie UK Hualong n'a encore participé à aucun appel d'offre et [Confidentiel (stratégie d'EDF)]. Ainsi, tous revenus générés à travers la commercialisation de la technologie UK Hualong n'est envisageable que sur le très long terme.

(171) Deuxièmement, l'Opération ne mènera pas à une réduction de concurrence sur le marché de la conception et de la construction d'IN à travers une disparition de certaines technologies. En effet, les documents internes d'EDF démontrent [Confidentiel (stratégie d'EDF)]. Même si EDF venait à se recentrer sur New NP, [Confidentiel (capacité des partenaires d'EDF à commercialiser les technologies)]. De plus, l'Opération en elle-même suffit à démontrer l'attachement d'EDF à la technologie d'IN de New NP. Ainsi, l'Opération ne semble pas devoir entraîner de réduction de concurrence par l'interruption d'une technologie, tant concernant UK Hualong, et Atmea que les réacteurs de New NP.

(172) Ainsi, la Commission considère que le chevauchement horizontal potentiel des activités d'EDF et de New NP sur le marché de la conception et la construction des IN n'est pas de nature à avoir des effets anti-concurrentiels. A ce propos, l'Opération ne soulève donc pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur sur ce marché.

5.1.2. Liens verticaux

(173) La Commission analyse ci-dessous (i) le risque que EDF renforce sa position avale sur les marchés nationaux de production et de vente en gros d'électricité en rendant plus difficile pour ses concurrents l'accès aux IN fournis par New NP, et (ii) le risque qu'en privant les concurrents de New NP sur le marché amont des IN de l'accès à la clientèle représentée par EDF, la concurrence entre fournisseurs d'IN s'en trouve affectée sur ce marché.

5.1.2.1. Absence de verrouillage de l'accès des opérateurs de centrales nucléaires au marché de la conception et de la construction des IN

(174) Au sens des Lignes directrices de la Commission sur l'appréciation des concentrations non horizontales au regard du Règlement concentrations (2008/C 265/07) ("les Lignes directrices non-horizontales"), un verrouillage du marché des intrants (marché de la conception et de la construction des IN) se manifeste lorsque la concentration est susceptible d'accroître les coûts des concurrents situés en aval (marché de la production et de la vente en gros d'électricité) en restreignant leur accès à un intrant important.

(175) La Commission analyse ci-dessous la capacité et l'incitation de l'entité fusionnée à verrouiller l'accès au marché de la conception et de la construction d'IN post-Opération.

(a) Pas de capacité de verrouillage

(176) La Commission a examiné si, post-Opération, EDF aurait la capacité ou l'incitation de restreindre l'accès aux IN que New NP aurait fourni autrement (ou de les fournir à des conditions moindres, ou à des prix plus élevés, qu'en l'absence d'Opération), ce qui aurait pour effet d'augmenter les coûts des opérateurs de centrales nucléaires en aval sur les marchés nationaux de la production et vente en gros d'électricité, permettant ainsi à EDF d'augmenter les prix.

(177) Comme l'illustre le Tableau 2 ci-dessus, quelle que soit la définition géographique du marché de la conception et de la construction d'IN retenue, New NP a une part de marché de [0-5]%.

(178) Comme développé dans la Section 4.6, le marché de la production et de la vente en gros d'électricité est de dimension nationale (ou tout au plus régionale pour certaines zones, sans que cela ne change l'analyse de la Commission ci-dessous).

(179) Concernant les clients actuels de New NP dans les pays de l'EEE, EDF n'est pas active en tant que producteur d'électricité dans les pays dans lesquels New NP a fourni un IN pour un électricien tiers. Post-Opération, toute capacité de verrouillage des intrants pendant l'exécution des contrats conclus par New NP avec ses clients peut être exclue.

(i) Pays où EDF est actuellement le seul opérateur de centrale nucléaire (absence d'opérateurs de centrales nucléaires sur le marché aval)

(180) La Commission note qu'il n'existe pas de capacité de verrouillage des intrants pour les marchés où EDF est le seul opérateur de centrale nucléaire ou dans les pays sans aucune centrale nucléaire en exploitation. En effet, il n'existe pas dans ces marchés des opérateurs de centrales nucléaires susceptibles de vouloir se fournir auprès de New NP pour un IN.

(181) En France, EDF est actuellement le seul exploitant de centrale nucléaire et le seul projet de construction de nouvelle centrale actuellement en cours (Flamanville 3) est mené par EDF, qui en sera également l'exploitant.

(182) Au Royaume-Uni, il faut noter que l'enquête de marché n'a révélé aucune argumentation étayée concernant un potentiel verrouillage des intrants au Royaume-Uni. Il existe au moment de la rédaction de la présente décision deux projets de centrales portés par des électriciens autres qu'EDF: (i) le projet de construction de trois réacteurs Westinghouse AP 1000 (de type REP) sur le site de Moorside porté par NuGen, joint-venture entre Toshiba et Engie, et (ii) le projet de construction de quatre nouveaux réacteurs ABWR (réacteurs de type REB) fournis par GE-Hitachi (i.e. deux sur la centrale de Wylfa et deux sur la centrale d'Oldbury) porté par Hitachi via sa filiale Horizon Nuclear Power. Ainsi, pour les deux prochains projets concrets de construction de nouveaux réacteurs au Royaume-Uni, New NP n'est pas impliquée car les fournisseurs d'IN ont déjà été sélectionnés. Aucun problème de verrouillage n'a été soulevé durant l'enquête de marché pour ces projets qui ont accès à leur propre technologie. Ainsi, il ne sera pas possible d'opérer un verrouillage des intrants sur ce marché. Post-Opération, l'entité fusionnée n'aura pas la capacité de verrouiller le marché des intrants au Royaume-Uni.

(ii) Autres pays

(183) Concernant les autres pays (que la France et le Royaume-Uni) de l'EEE, il faut distinguer deux catégories :

(a) Autres pays de l'EEE dans lesquels il n'existe pas de projet, plus ou moins lointains, de nouvelles constructions de centrales nucléaires ;

(b) Autres pays de l'EEE dans lesquels il existe des projets, plus ou moins lointains, de nouvelles constructions de centrales nucléaires (Pologne et République Tchèque).

(184) Concernant ces deux catégories de pays, la Commission considère que post-Opération, EDF n'aura pas la capacité de verrouiller le marché de la conception et de la construction des IN pour plusieurs raisons.

(185) Premièrement, concernant spécifiquement la seconde catégorie de pays dans laquelle il existe un projet de nouvelle construction nucléaire plus ou moins lointain, EDF et New NP ont déjà présenté une offre en partenariat. Toute capacité de verrouillage ne peut donc s'appliquer à ces situations. En Pologne, le dernier appel d'offre pour la construction d'une centrale nucléaire a fait l'objet d'une pré-sélection. En République Tchèque, une demande d'information a été formulée par l'opérateur CEZ, à laquelle plusieurs opérateurs ont répondu. Ces récents appels d'offre démontrent particulièrement qu'il existe des alternatives crédibles à New NP pour la fourniture d'IN.

(186) Deuxièmement, concernant plus généralement tous les autres pays, tant l'enquête de marché que les récents appels d'offres pour la construction de nouvelles centrales nucléaires (voir paragraphe (185)) ont démontré qu'il existe des alternatives crédibles à New NP sur le marché de la conception et de la construction d'IN. Un certain nombre de fournisseurs d'IN sont d'ores et déjà disponibles pour participer à toute potentielle nouvelle construction de centrale nucléaire.

(187) Ainsi, la majorité des fournisseurs d'IN considère que dans les 10 prochaines années de nouveaux entrants seront actifs dans l'EEE (Rosatom, CGN/CNNC, Kepco, etc.) et que même si New NP devait arrêter de fournir des IN post-Opération, il y aurait suffisamment de fournisseurs pour couvrir la demande. De plus, les derniers appels d'offres ont concrètement démontré une mise en concurrence d'un nombre suffisant de fournisseurs d'IN (entre autres, GE-Hitachi, Westinghouse, Kepco, etc.).

(188) Ainsi, on ne saurait souscrire aux observations d'Uniper concernant le fait qu'il existerait un nombre insuffisant de fournisseurs d'IN pour satisfaire la demande. En tout état de cause, Uniper reconnaît n'avoir aucun nouveau projet de construction de centrales nucléaires dans les 15 prochaines années (ni aucun de ses concurrents en Suède). De plus, Uniper ne possède pas d'IN de New NP installé.

(189) Au vu des éléments précédents, la Commission considère donc que post-Opération, EDF n'aura pas la capacité de verrouiller l'accès des opérateurs de centrales nucléaires aux IN fournis par New NP.

(b) Pas d'incitation de verrouillage

(190) Post-Opération, EDF n'aura pas d'incitation à verrouiller le marché des intrants que constituent les IN pour plusieurs raisons.

(191) Premièrement, la présence d'EDF en tant que producteur d'électricité est très restreinte dans de nombreux Etats membres de l'EEE, ce qui limite tout espoir de gain résultant d'un verrouillage des intrants. Ainsi, à part au Royaume-Uni et en France, EDF a une présence limitée en Belgique ([10-20]% de part de marché) et dans les autres pays de l'EEE ([0-10]%) dans la production et vente en gros d'électricité et n'aurait donc pas d'incitation à verrouiller l'accès aux intrants que constituent les IN, quand bien même elle le pourrait. Sa présence locale limitée, ne permettrait pas à EDF de capter une quelconque part de l'éventuel report de la demande d'électricité qui se détournerait des producteurs nucléaires subissant un évincement. Ceci est d'autant plus vrai pour tout autre pays dans lequel EDF n'est pas présente dans la production et vente en gros d'électricité, il n'y aurait pas d'incitation à refuser de fournir l'IN de New NP.

(192) Deuxièmement, toute stratégie de dégradation des conditions d'un projet ne peut aboutir. En premier lieu, de telles stratégies génèreraient un effet négatif sur les projets futurs auxquels New NP sera amenée à concourir, dans la mesure où les surcoûts et délais des projets de réacteurs sont connus des clients. Cette dégradation de la réputation de New NP pourrait avoir des répercussions au-delà du marché de la conception et de la construction d'IN et affecterait la crédibilité plus globale de l'entité fusionnée. La Partie Notifiante évoque les conséquences très négatives sur l'image et les finances de New NP qu'ont apporté les difficultés sur le chantier d'OL3 et de Flamanville 3. Ainsi, l'arbitrage relatif aux difficultés rencontrées sur le chantier OL3 démontre qu'une relation conflictuelle avec un client peut s'avérer très onéreuse.

(193) En second lieu, toute baisse éventuelle, post-Opération, de la qualité des IN fournis par New NP aux opérateurs de centrales nucléaires n'est pas concevable dans un secteur où la sûreté des installations nucléaires et de leur exploitation est capitale et fait de surcroît l'objet de réglementations de sûreté nucléaire spécifiques contrôlées par les autorités de sûreté.

(194) Enfin, l'entité fusionnée a tout intérêt à être suffisamment compétitive pour maintenir et développer ses ventes d'IN aux clients tiers. En effet, le développement des réacteurs engendre des investissements considérables qui doivent être amortis sur une base de clientèle aussi large que possible et l'expérience est importante pour cette industrie. Ainsi, une éventuelle stratégie de verrouillage serait en contradiction avec les motivations économiques d'EDF pour cette Opération.

(195) Pour conclure, l'absence de possibilité de pouvoir capter des bénéfices résultant d'une tentative de verrouillage sur le marché aval, l'impossibilité de mettre en place des stratégies de dégradation (tant pour la réputation d'EDF que du fait de la surveillance des autorités de sûreté nucléaires) et la nécessité pour EDF d'amortir les investissements considérables engagés dans le développement de l'EPR démontrent que l'entité fusionnée n'a pas d'incitation à verrouiller le marché des intrants.

(196) Ainsi, post-Opération, l'entité fusionnée n'aura ni la capacité, ni l'incitation à verrouiller les intrants.

(c) Conclusion

(197) Au vu de ce qui précède, compte tenu de l'absence de capacité et d'incitation, les deux critères étant cumulativement nécessaires pour justifier l'existence de doutes sérieux quant à la compatibilité avec le marché intérieur de l'Opération, la Commission conclut que l'Opération n'est pas de nature à faire naître des risques de verrouillage de l'accès au marché de a conception et de la construction d'IN pour les opérateurs de centrales nucléaires sur le marché aval de la production et vente. L'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur.

5.1.2.2. Absence de verrouillage de l'accès des concurrents de New NP à la clientèle

(198) Au sens des Lignes directrices non-horizontales de la Commission, un verrouillage de l'accès à la clientèle se manifeste lorsque la concentration est susceptible d'exclure des concurrents situés en amont (marché de la conception et de la construction des IN) en restreignant leur accès à une clientèle suffisante (sur le marché de la production et vente en gros d'électricité).

(199) La Commission considère que l'Opération n'est pas susceptible de modifier la structure du marché en restreignant l'accès de fournisseurs d'IN à EDF comme client. En effet, EDF ne s'est jamais approvisionnée auprès d'un autre fournisseur d'IN que New NP.

(200) Concernant le parc nucléaire existant d'EDF, en France, tous les réacteurs ont été fournis par New NP (ou son ancêtre Framatome). Au Royaume-Uni, les réacteurs opérés par EDF ont été fournis par Westinghouse à l'époque où le parc nucléaire était opéré par British Energy et avant son rachat par EDF.

(201) Concernant les centrales en construction, au Royaume-Uni, EDF Energy a déjà retenu New NP comme fournisseur d'IN des nouveaux réacteurs de Hinkley Point C. Il est de même déjà envisagé que New NP fournisse deux réacteurs EPR dans le cadre du projet Sizewell C. Concernant le projet Bradwell, il faut noter que ce projet devrait être opéré par NNB, [Confidentiel] avec la technologie UK Hualong et non New NP. Cette exception est due au contexte particulier de la coopération stratégique entre EDF et CGN et préexiste à l'Opération.

(202) Concernant de futurs projets de construction de centrales nucléaires, il n'existe pas de projet de nouvelle centrale en France arrêté à ce jour par EDF, ni de projet de nouvelle centrale arrêté au Royaume-Uni à l'initiative d'EDF Energy (hors ceux évoqués au paragraphe (201). Il n'existe pas non plus de projets de centrale qui seraient commandé par EDF en vue de l'exploiter dans d'autres Etats membres de l'EEE et qui rendrait possible une tentative de verrouillage.

(203) Enfin, EDF ne représente en tout état de cause qu'une part négligeable de la demande mondiale actuelle de conception et de construction d'IN, ce qui exclut tout risque d'effet anticoncurrentiel en lien avec un éventuel verrouillage d'accès au client EDF.

(204) Ainsi, l'Opération n'entraîne pas de risque de verrouillage à la clientèle puisqu'EDF ne représente pas une base de clientèle accessible aux concurrents de New NP.

(205) Au vu de ce qui précède, la Commission estime que l'Opération n'est pas de nature à faire naître des risques de verrouillage des concurrents de New NP sur le marché amont de la conception et construction d'IN et partant, considère que l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur sur ce marché.

5.1.3. Conclusion

(206) Au regard de l'ensemble des éléments qui précèdent, compte tenu de l'absence de capacité et d'incitation, les deux critères étant cumulativement nécessaires pour justifier l'existence de doutes sérieux quant à la compatibilité avec le marché intérieur de l'Opération, la Commission conclut que l'Opération n'aura pas d'effet significatif sur la concurrence sur le marché de la conception et construction d'IN. À ce propos, la Commission conclut que l'Opération ne soulève donc pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur sur ce marché.

5.2. Marché des services nucléaires

(207) New NP offre l'ensemble des services nucléaires mentionnés dans la Section 4.3.1, i.e.: (i) des services d'inspection et de contrôle autour de la cuve et des générateurs de vapeur, afin de s'assurer de l'intégrité de la chaudière, (ii) des services de maintenance courante, (iii) des services de maintenance spécialisée, (iv) des services de réparation, (v) des services de modernisation et d'extension de la durée de vie des centrales, (vi) des services de remplacement d'équipements pour l'îlot nucléaire, et (vii) les services d'ingénierie. New NP fournit ces services pour REP (VVER inclus) et REB mais également pour réacteurs de type Candu.

(208) New NP offre ses services nucléaires sur plus de 250 réacteurs dans le monde (et plus de 100 centrales nucléaires au total). Ses clients sont ainsi des électriciens, situés notamment en Suède, au Royaume-Uni, en France, en Belgique, en Suisse, en Roumanie, aux Etats-Unis, au Canada, au Brésil, en Argentine, en Chine, en Corée du Sud, au Japon, et en Afrique du Sud. Notamment, en France New NP a pour principal client EDF, qui représente environ [Confidentiel] du chiffre d'affaires mondial de New NP en services nucléaires.

(209) EDF ne fournit pas de services nucléaires. En tant qu'exploitant de centrales nucléaires en France et au Royaume-Uni, EDF achète en revanche de tels services auprès des acteurs de ce marché pour ses propres besoins. Avec un parc français de 58 réacteurs (d'une moyenne d'âge de 31 ans ) et 15 réacteurs au Royaume-Uni, EDF investit de manière importante dans la maintenance et la modernisation de ses centrales, y compris en France dans le cadre du Grand Carénage (cf. Section 4.3.1.2), en conservant la maîtrise d'ouvrage.

(210) Il découle de ce qui précède l'existence d'un lien vertical entre les activités de services nucléaires de New NP en amont et les activités de production et de vente en gros d'électricité d'EDF en aval.

(211) Ce lien vertical créé par l'Opération pourrait en théorie mener à deux types de risques de verrouillage:

(a) le risque que EDF renforce sa position aval sur les marchés nationaux de production et de vente en gros d'électricité en rendant plus difficile pour ses concurrents l'accès à des services nucléaires fournis par New NP, et

(b) le risque qu'en privant les concurrents de New NP sur le marché amont des services nucléaires de l'accès à la clientèle représentée par EDF, la concurrence entre fournisseurs de services nucléaires s'en trouve affectée négativement.

5.2.1. Absence de verrouillage de l'accès des opérateurs de centrales nucléaires au marché des services nucléaires

(212) La Commission analyse ci-dessous la capacité et l'incitation de l'entité fusionnée à verrouiller l'accès au marché des services nucléaires post-Opération.

(213) La Commission examine si, post-Opération, EDF aurait la capacité ou l'incitation de restreindre l'accès aux services nucléaires que New NP aurait fourni autrement (ou de les fournir à des conditions moindres, ou à des prix plus élevés, qu'en l'absence d'Opération), ce qui aurait pour effet d'augmenter les coûts des opérateurs de centrales nucléaires en aval sur les marchés nationaux de la production et vente en gros d'électricité, permettant ainsi à EDF d'augmenter les prix.

5.2.1.1. Pas de capacité de verrouillage

(214) Comme l'illustre le Tableau 3 ci-dessous, selon la définition géographique la plus conservatrice du marché des services nucléaires, New NP a une part de marché dans l'EEE d'environ [30-40]%.

<emplacement tableau>

(a) Pays où EDF est actuellement le seul opérateur de centrale nucléaire ou pays sans aucune centrale nucléaire en exploitation

(215) En l'espèce, EDF fait valoir, et une majorité de participants à l'enquête de marché de la Commission confirme, qu'il n'existe pas après l'Opération de capacité de verrouillage de l'accès à des services nucléaires dans les marchés de production et vente en gros d'électricité sur lesquels EDF est actuellement le seul opérateur de centrales nucléaires (la France et le Royaume-Uni) ni dans les marchés de production et vente en gros d'électricité où EDF est actuellement présente mais où aucune centrale nucléaire n'est exploitée (l'Italie, la Pologne, la Grèce et le Portugal).

(216) En France, EDF est actuellement le seul exploitant de centrale nucléaire et le seul projet de construction de nouvelle centrale actuellement en cours (Flamanville 3) est mené par EDF, qui en sera également l'exploitant.

(217) Au Royaume-Uni, concernant les deux projets auxquels il a déjà été fait référence, il est renvoyé à la Section 5.1.2.1, le raisonnement élaboré s'appliquant aussi mutatis mutandis pour le marché des services nucléaires : Toshiba-Westinghouse est un acteur important du marché des services nucléaires, sur lequel Engie est également active, et GE et Hitachi ont constitué l'entreprise commune GE-Hitachi Nuclear Energy qui est également un fournisseur important de services nucléaires.

(218) En Italie, Grèce et Portugal, à ce stade toute possibilité de débouché de clientèle potentielle pour New NP est exclue et donc aucun verrouillage d'accès aux intrants ne peut avoir lieu. En Pologne, il existe des alternatives crédibles à New NP sur le potentiel marché des services nucléaires. De surcroît, les participants à l'enquête de marché n'expriment aucune préoccupation étayée par rapport à l'Opération sur ces marchés.

(b) Pays où d'autres exploitants de centrales nucléaires sont présents

(219) New NP fournit à ce jour des services nucléaires à des clients dans les autres pays suivants de l'EEE : en Allemagne (RWE, E.ON, EnBW et Vattenfall-Vene), Suède (Vattenfall et Uniper), Espagne (ANAV, CNAT), Belgique (Electrabel), Finlande (TVO), Hongrie (MVM), Pays-Bas (EPZ) et en Bulgarie (Kozloduy NPP).

(220) Concernant ces pays, la Commission considère que post-Opération, EDF n'aura pas la capacité de verrouiller le marché des intrants que constituent les services nucléaires pour plusieurs raisons.

(221) Premièrement, concernant un risque de verrouillage des intrants sur le marché aval de la production et vente en gros d'électricité, la réussite d'une telle stratégie nécessiterait que des limites empêchent les concurrents de New NP de satisfaire la demande des opérateurs de centrales nucléaires. Cependant, l'enquête de marché indique au contraire que plusieurs fournisseurs de services nucléaires concurrents seraient capables de répondre à une telle demande, avec un nombre croissant de sociétés actives sur le marché. Si post-Opération New NP devait interrompre sa fourniture d'équipements ou services nucléaires à destination d'autres électriciens que EDF, une majorité de participants à l'enquête de marché indique qu'il y aurait suffisamment d'autres fournisseurs disponibles.

(222) Deuxièmement, la Commission a analysé en détail les clauses de modification et de résiliation des contrats de long terme liant actuellement New NP avec ses clients (hors EDF) dans l'EEE dans le domaine des services nucléaires. La Commission a ainsi vérifié que pour les contrats de fourniture de services nucléaires conclus par New NP avec les opérateurs de centrales nucléaires qui sont des contrats cadres pluriannuels, les conditions contractuelles (notamment financières), déjà fixées, ne peuvent être modifiées unilatéralement par New NP, excluant ainsi la possibilité de dégradation des conditions d'exécution du contrat ou son renchérissement.

(223) Troisièmement, concernant l'Espagne, la Belgique, la Hongrie, les Pays-Bas et Bulgarie la Commission note que les participants à l'enquête de marché n'expriment aucune préoccupation étayée concernant une éventuelle capacité d'EDF à verrouiller l'accès aux services nucléaires post-Opération.

(224) Au vu des éléments précédents, la Commission considère donc que post-Opération, EDF n'aura pas la capacité de verrouiller le marché des services nucléaires en Espagne, Belgique, Hongrie, Pays-Bas et Bulgarie.

(225) En liaison avec ce dernier point, alors qu'EDF n'est pas actif en Finlande, ni en Suède, et a une présence marginale en Allemagne dans la production et vente en gros d'électricité ([0-5]%), des craintes de verrouillage d'accès aux services nucléaires sont soulevées dans le cadre de l'enquête de marché de la Commission par TVO en Finlande, RWE en Allemagne et Uniper en Suède. En substance, ces opérateurs craignent que si New NP était détenue par EDF, cette dernière pourrait favoriser ses propres centrales nucléaires au moment d'allouer des ressources pour fournir des services nucléaires, en particulier en cas de réductions ou de contraintes sur les ressources humaines et techniques de New NP. Une telle situation serait problématique pour ces trois électriciens, car certains services fournis par New NP sont importants pour l'opération de leurs centrales nucléaires.

(226) La Commission analyse la situation en Finlande, Allemagne et Suède séparément ci-après.

(c) Considérations spécifiques concernant la Finlande, l'Allemagne, et la Suède

(227) En ce qui concerne la Finlande, TVO a présenté une évaluation économique du risque de verrouillage du marché des services nucléaires.

(228) En premier lieu, TVO fait valoir que l'entité fusionnée aurait la capacité de verrouiller l'accès de TVO aux services nucléaires en raison d'une rareté de ressources humaines et techniques dans les marchés du nucléaire. TVO craint ainsi qu'EDF n'affecte les ressources qu'elle acquiert par le biais de l'Opération aux services de ses propres centrales nucléaires, en créant de facto une éviction de TVO. En particulier, TVO soumet que même s'il peut exister des ressources et du personnel qualifié pour des services nucléaires à destination de REP et REB de manière générale, cela ne serait pas le cas pour des services nucléaires destinés aux réacteurs EPR en particulier.

(229) TVO est le futur propriétaire d'OL3, une centrale nucléaire basée sur la technologie de type EPR, encore en phase de construction. Le projet est mené par un consortium formé en 2003 par le Groupe Areva, au travers d'Areva NP et de sa filiale Areva GmbH, et Siemens. La Commission rappelle que dans le cadre de la restructuration du Groupe Areva et selon les modalités du Contrat de cession signé entre EDF et le Groupe Areva, l'Areva NP historique, et à travers elle la société-mère Areva SA, garderont en leur sein les activités liées à l'exécution du contrat concernant le projet OL3.

(230) A titre préliminaire, la Commission note que TVO mentionne dans ses observations à la fois (i) son accès aux ressources humaines nécessaires pour l'achèvement de l'EPR OL3 et son démarrage durant la période de garantie et (ii) son accès aux ressources nécessaires pour l'entretien, la maintenance et d'autres services nucléaires tout au long de la durée de vie de la centrale. La principale préoccupation de TVO avec la présente Opération est que le projet OL3 serait laissé dans une structure de défaisance qui, selon TVO, ne conserverait pas suffisamment de ressources et de personnel dédié aux EPR pour être capable de satisfaire les obligations contractuelles d'Areva envers OL3.

(231) Toutefois, comme déjà indiqué dans la Section 2 de cette décision, la Commission fait remarquer que le contrat pour l'achèvement du projet OL3 n'est pas inclus dans le périmètre cible de la présente Opération.

(232) Par ailleurs, dans Aff. COMP/SA.44727-Aide à la restructuration pour Areva, la Commission a déjà fait observer que, dans son analyse de la restructuration du Groupe Areva sous l'angle du contrôle des aides d'État, elle n'avait pas à prendre position sur la façon dont le Groupe Areva honorait ses obligations contractuelles, sur le plan technique, vis-à-vis de TVO. La Commission avait toutefois également énoncé à cette occasion les obligations mentionnées dans la Directive 2009/71/Euratom établissant un cadre communautaire pour la sûreté nucléaire des installations nucléaires, telle que modifiée par la Directive 2014/87/Euratom du Conseil du 8 juillet 2014, et noté que note que des ressources humaines peuvent être fournies à Areva NP, tout en rappelant la nécessité que le titulaire de l'autorisation continue à maintenir les ressources humaines nécessaires pour s'acquitter de ses obligations en ce qui concerne la sûreté nucléaire d'OL3.

(233) Ainsi, pour la présente décision, la Commission estime qu'aucune information nouvelle ne lui a été fournie durant son enquête de marché qui pourrait remettre en cause ces conclusions. Le contrat pour l'achèvement du projet OL3 n'étant de surcroît pas inclus dans le périmètre de la présente Opération, il n'existe pas de lien de causalité entre celle-ci et tout problème éventuel dans l'exécution par le Groupe Areva de ses obligations contractuelles vis-à-vis de TVO.

(234) Par conséquent, la suite de cette décision porte sur le deuxième point de TVO, qui concerne l'accès aux services nucléaires pendant la durée de vie de l'installation, pour lesquels l'entité fusionnée pourrait être susceptible d'intervenir éventuellement.

(235) S'agissant donc de l'argument de TVO selon lequel une rareté observée des ressources humaines et techniques (destinées aux services nucléaires pour réacteurs EPR spécifiquement) octroierait à EDF la capacité à verrouiller l'accès de TVO à ces services, la Commission note les points suivants.

(236) Premièrement, concernant les ressources humaines et techniques dans le marché de services nucléaires tel que défini précédemment (donc sans distinction par type de réacteur), la majorité des opérateurs de centrales nucléaires (et des fournisseurs de services) qui émettent un avis dans l'enquête de marché indiquent que, dans le passé, ils n'ont pas eu à faire face à des situations dans lesquelles ils auraient souhaité acheter (ou fournir) des services nucléaires pour un contrat donné, mais n'ont pas pu le faire en raison d'une pénurie de ressources humaines et techniques (par exemple une pénurie d'ingénieurs nucléaires avec une connaissance des technologies nécessaires).

(237) Deuxièmement, en ce qui concerne le prétendu manque de ressources humaines spécifiques pour la technologie des réacteurs EPR, la Commission souligne les éléments suivants :

(a) comme déjà décrit dans la Section 4.3.1.3. L'enquête de marché n'a pas soutenu la position de TVO selon laquelle les services nucléaires à destination de EPR constitueraient un marché distinct;

(b) TVO-même reconnaît que les ressources pour les services nucléaires pour REP et REB ne sont pas forcément rares ;

(c) même si un marché spécifique des ressources humaines EPR devait exister (quod non), la Commission considère qu'une supposée pénurie de telles ressources n'aurait pas d'effet substantiel spécifiquement dû à la présente Opération, dans la mesure où avant celle-ci Areva NP déjà est le seul fournisseur de technologie EPR et en situation de rareté de ressources aurait pu octroyer de manière prioritaire des ressources à son client le plus important, EDF; et

(d) en outre, il serait difficile de voir l'effet négatif sur la concurrence d'une telle supposée rareté dans la mesure où les différentes entités impliquées dans la restructuration du Groupe Areva, y compris l'entité nouvellement créée New NP qui en résulte, sont au contraire incitées à mener à bien le projet OL3 au plus vite, et à le soutenir pendant sa durée de vie en raison de la valeur de démonstrateur de ce projet.

(238) Enfin, TVO s'inquiète du fait que New NP pourrait empêcher TVO de s'approvisionner auprès de fournisseurs tiers concurrents de l'entité fusionnée en refusant de fournir les informations nécessaires à la qualification par TVO d'un nouveau fournisseur auprès de l'autorité de sureté nucléaire finlandaise STUK. A cet égard, la Commission note que TVO dispose déjà contractuellement d'un droit d'usage [Accord confidentiel] des informations relatives à la centrale OL3, [Accord confidentiel (type d'informations)]. La présente Opération n'ayant aucun effet sur cette disposition contractuelle, la Commission conclut que TVO pourra également y faire appel post-Opération.

(239) Au vu des éléments précédents, la Commission considère donc que post-Opération, EDF n'aura pas la capacité de verrouiller le marché des services nucléaires en Finlande.

(240) En ce qui concerne l'Allemagne, RWE soumet que post-Opération EDF aurait la capacité à limiter l'accès aux ressources d'Areva pour deux raisons principales: (i) EDF a un intérêt économique dans la gestion de ses filiales de la manière la plus rentable possible et pourrait vouloir réduire les succursales qu'elle considère comme non rentables, par exemple sa succursale allemande, en particulier celles spécialisées dans les technologies REB; et (ii), dans le cas d'une situation d'urgence (par exemple dans l'une des centrales nucléaires d'EDF), EDF serait capable de réorienter ses ressources vers ses propres installations au détriment des installations de RWE, puisqu'EDF et RWE sont concurrents dans le marché européen de l'énergie.

(241) En ce qui concerne le premier point, la Commission estime qu'une éventuelle fermeture des installations d'Areva en Allemagne ne serait pas spécifique à l'Opération, compte tenu de la sortie annoncée de l'énergie nucléaire en Allemagne (voir la Section 5.4.2.1(b) ci-dessous).

(242) Si toutefois il était admis que l'Opération aurait un effet substantiel sur une telle décision (quod non), la Commission note que l'Etat fédéral allemand a décidé la fermeture de l'ensemble des réacteurs nucléaires du pays d'ici à 2022, date à laquelle prendront fin, par hypothèse, l'ensemble des contrats de fourniture de services nucléaires aux centrales allemandes. Or la Commission a vérifié que New NP a déjà signé des contrats de fourniture de services nucléaires avec les exploitants allemands EnBW, E.ON et RWE allant jusqu'[Confidentiel (terme des contrats)].

(243) De plus, après une analyse des clauses de ces contrats [Confidentiel (type de contrats)] liant actuellement New NP avec ses clients (hors EDF) dans l'EEE dans le domaine des services nucléaires, la Commission note qu'en cas de violation de ces contrats, l'entité fusionnée serait potentiellement exposée à des pénalités de rupture de contrat. Les conditions des contrats, notamment financières, sont ainsi fixées et ne pourront être modifiées ni résiliées unilatéralement par New NP à la suite de l'Opération.

(244) La Commission souligne ainsi que la présente décision de contrôle de concentrations est sans influence sur l'obligation de New NP à respecter ses engagements contractuels déjà pris auprès des opérateurs de centrales nucléaires, y compris les conditions financières et le niveau de service prévus, ni sur les pénalités potentiellement encourues en cas de rupture de contrat.

(245) En ce qui concerne le deuxième point, la Commission considère que les arguments évoqués dans l'analyse des observations soumises par TVO s'appliquent de manière similaire. En particulier, EDF n'aurait pas la capacité de verrouiller l'accès aux services nucléaires grâce à une prétendue pénurie de ressources humaines et techniques spécifiquement pour des réacteurs REB.

(246) En ce qui concerne la Suède, Uniper indique également qu'au fil du temps, l'existence d'un nombre limité de fournisseurs sur le marché post-Opération pourra entraîner d'importantes difficultés d'approvisionnement en services nucléaires. En particulier, Uniper constate déjà une réduction de l'intérêt des fournisseurs de services nucléaires pour ce marché en raison d'une récente décision de fermeture de quelques centrales nucléaires. Uniper est l'actionnaire majoritaire du suédois de la centrale Oskarshamn qui compte trois réacteurs REB.

(247) Comme pour le marché des services nucléaires en Allemagne, la Commission considère qu'une éventuelle réduction de l'offre de services nucléaires en Suède en raison de la fermeture annoncée de quelques centrales ne serait pas spécifique à l'Opération. De plus, les analyses des observations soumises par TVO et par RWE ont déjà mené à la conclusion qu'EDF n'aurait pas la capacité de verrouiller l'accès aux services nucléaires grâce à une prétendue pénurie de ressources humaines et techniques spécifiquement pour des réacteurs REB, et la Commission considère que cette analyse peut également être appliquée mutatis mutandis pour les réacteurs REB d'Uniper.

(248) Au vu des éléments précédents, la Commission considère donc que post-Opération, EDF n'aura pas la capacité de verrouiller le marché des services nucléaires en Allemagne ou en Suède.

(249) Ainsi, au vu de tout ce qui précède, la Commission conclut que post-Opération, l'entité fusionnée n'aura pas la capacité de verrouiller les intrants. La Commission considère donc que l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur à ce propos.

5.2.1.2. Pas d'incitation de verrouillage

(250) Post-Opération, EDF n'aura pas d'incitation à verrouiller le marché des intrants que constituent les services nucléaires pour plusieurs raisons.

(251) Concernant les pays où EDF est actuellement le seul opérateur de centrale nucléaire (la France et le Royaume-Uni) ou les pays sans aucune centrale nucléaire en exploitation (l'Italie, la Pologne, la Grèce et le Portugal), EDF fait valoir, et une majorité de participants à l'enquête de marché de la Commission confirme, qu'il n'existe pas après l'Opération d'incitation de verrouillage de l'accès à des services nucléaires. A ce titre, le raisonnement de la section précédente pour la capacité de verrouillage s'applique mutatis mutandis pour l'incitation.

(252) Concernant les pays où d'autres exploitants de centrales nucléaires sont présents, i.e. l'Espagne, la Belgique, la Hongrie, les Pays-Bas et la Bulgarie, la Commission note qu'EDF n'a qu'une présence limitée en Belgique ([10-20]% de part de marché), et une activité marginale dans les autres pays ([0-5]%), dans la production et vente en gros d'électricité et n'aurait donc pas d'incitation à verrouiller l'accès aux intrants que constituent les services nucléaires, quand bien même elle le pourrait. Les participants à l'enquête de marché n'ont exprimé aucune préoccupation étayée concernant une éventuelle incitation d'EDF de verrouiller l'accès aux services nucléaires post-Opération dans ces pays.

(253) En Finlande, TVO fait également valoir qu'après l'Opération, EDF aurait non seulement la capacité mais aussi l'incitation à verrouiller l'accès aux services nucléaires dans le but de causer une augmentation des prix de gros de l'électricité qui lui serait profitable. Pour étayer cette affirmation, TVO fournit des exemples de convergences de prix entre les marchés électriques nationaux. Ces exemples ont été réfutés par les éléments décrits précédemment dans la Section 4.6.2 de la présente décision.

(254) Ainsi, étant donné qu'EDF n'est pas un concurrent direct de TVO dans les marchés (nationaux ni régional) pour la production et la vente en gros d'électricité, et elle n'est pas non plus active dans la production et la vente en gros d'électricité dans la zone regroupant les pays nordiques (où TVO est actif), la Commission conclut au contraire qu'EDF ne disposerait pas d'une telle incitation économique à verrouiller l'accès aux services nucléaires.

(255) De plus, la Commission note que si TVO devait s'estimer affecté par une stratégie d'éviction, TVO pourrait décider, en rétorsion, de ne pas poursuivre ses relations contractuelles avec New NP pour la fourniture d'AC au réacteur Olkiluoto 1 après le terme du contrat en cours et se tourner vers un autre fournisseur qualifié. Dans de tels cas, la perte de chiffre d'affaires pour New NP sera réelle contrairement au gain hypothétique, voire inexistant, pour EDF sur le marché aval de la production d'électricité.

(256) Ces arguments sont également applicables pour analyser les observations soumises par Uniper en Suède, EDF n'étant pas actif dans ce pays (ni dans cette région).

(257) De même, en Allemagne, un opérateur de centrales nucléaires admet également que, dans le cas où il ne pourrait pas faire fonctionner ses centrales nucléaires en raison d'un verrouillage de l'accès aux services nucléaires par EDF, cela ne devrait pas avoir une incidence majeure d'augmentation de prix sur le marché de l'électricité en France, où EDF pourrait hypothétiquement retirer le bénéfice le plus important en raison de sa part de marché.

(258) De plus, EDF ayant une présence tout à fait marginale en Allemagne, elle ne disposerait pas d'une telle incitation économique à verrouiller l'accès aux services nucléaires, y compris en comptant d'éventuelles exportations depuis la France. En effet, la Commission observe que la capacité d'interconnexion à l'export (de la France vers l'Allemagne) étant limitée et la France ayant généralement un solde net importateur plutôt qu'exportateur avec l'Allemagne, EDF ne serait pas en mesure d'augmenter de manière substantielle ses exportations vers ce pays.

(259) Enfin, pour l'ensemble du marché des services nucléaires, une majorité des participants à l'enquête de marché considère que post-Opération l'entité fusionnée continuerait à fournir les services et équipements de New NP à d'autres opérateurs nucléaires qu'EDF et donc que l'Opération aurait un effet neutre sur les opérations des opérateurs de centrales nucléaires dans les marchés de la production et vente en gros d'électricité.

(260) Ainsi, post-Opération, l'entité fusionnée n'aura ni la capacité, ni l'incitation à verrouiller les intrants.

5.2.1.3. Conclusion

(261) Au vu de ce qui précède, compte tenu de l'absence de capacité et d'incitation, les deux critères étant cumulativement nécessaires pour justifier l'existence de doutes sérieux quant à la compatibilité avec le marché intérieur de l'Opération, la Commission conclut que l'Opération n'est pas de nature à faire naître des risques de verrouillage de l'accès au marché des services nucléaires pour les opérateurs de centrales nucléaires sur le marché aval de la production et vente en gros d'électricité.

5.2.2. Absence de verrouillage de l'accès des concurrents de New NP à la clientèle

(262) La Commission analyse ci-dessous la capacité et l'incitation de l'entité fusionnée à verrouiller l'accès au marché des services nucléaires post-Opération.

(263) Les effets d'un éventuel verrouillage par l'entité fusionnée doivent être appréciés à la lumière de la part de la clientèle des entreprises actives dans la production et vente en gros d'électricité représentée par EDF. Bien que les parts de marché d'EDF, vues du côté de la production et vente en gros d'électricité, puissent s'avérer modérées dans plusieurs pays considérés, elles sont toutefois importantes en France ([70-80]%) et notamment pour l'analyse du lien vertical en question, EDF représente [Confidentiel]% de la demande en services nucléaires pour réacteurs à eau légère dans l'EEE. Cette forte position d'EDF en tant que client est confirmée par une majorité des fournisseurs ayant répondu à l'enquête de marché.

(264) Dans le cadre de l'enquête de marché de la Commission, Westinghouse a soulevé des préoccupations en ce qui concerne un potentiel verrouillage de l'accès à la clientèle représentée par EDF dans le marché des services nucléaires en général, mais aussi deux services nucléaires particuliers intervenant pour les opérations de renouvellement de générateurs de vapeur (ci-après, "GV"): (i) la fourniture des GV proprement dits et (ii) le contrat pour l'opération de remplacement de ces GV.

(265) La Commission note en effet que dans le cadre du Grand Carénage, EDF sélectionnera dans les prochaines années ses fournisseurs pour le renouvellement progressif des GV des paliers [Confidentiel (palier(s) concerné(s))] de son parc en exploitation. Selon la Partie Notifiante, il est en effet prévu qu'EDF distingue (i) les contrats d'approvisionnement ("fourniture de GV") et (ii) les interventions de désinstallation des GV existants et de montage des nouveaux GV ("remplacement de GV" ou "RGV"). Les dates de ces appels d'offres ne sont pas déterminées à ce stade.

(266) S'agissant de la fourniture de GV, les fournisseurs d'EDF sont New NP, MHI et Westinghouse ([Confidentiel (fournisseur(s) par palier(s))]). En 2011, la fourniture des 44 GV à remplacer pour le palier 1300 MWe a été attribuée, au terme d'un appel d'offres, à deux fournisseurs : New NP (pour 32 GV) et Westinghouse (pour 12 GV)..

(267) Les 12 GV attribués par EDF à Westinghouse sont fabriqués actuellement par Westinghouse dans son usine de Mangiarotti, en Italie. Le dernier GV dans ce contrat est censé être livré en [Confidentiel (date de livraison)].

(268) S'agissant des opérations de RGV, à ce jour, [Confidentiel (qualification des fournisseurs)]. Westinghouse affirme que les exigences en matière de qualification des fournisseurs pour les opérations de RGV demandent des ressources et investissements importants. Par exemple, [Confidentiel (qualification des fournisseurs)].

(269) Malgré ces investissements déjà encourus, Westinghouse craint que post-Opération EDF aurait la capacité et l'incitation à allouer ses achats de services nucléaires, et notamment de fourniture de GV et d'opérations de RGV à New NP plutôt que Westinghouse.

5.2.2.1. Pas de capacité de verrouillage

(270) La Partie Notifiante soutient qu'elle n'aurait pas la capacité de verrouiller l'accès à la clientèle en réduisant ses achats de services nucléaires auprès des concurrents de New NP situés en amont post-Opération, en raison des éléments suivants : (i) EDF demeurera tenu par le cadre juridique applicable de continuer à mettre en concurrence ses fournisseurs, ce qui rejoint d'ailleurs ses intérêts économiques et (ii) les principaux contrats en cours d'EDF avec les fournisseurs concurrents de New NP sont des contrats [Confidentiel (type de contrats)] qui ne peuvent être résiliés unilatéralement par EDF.

(271) Concernant une éventuelle capacité d'EDF à réduire ses achats de services nucléaires auprès des concurrents de New NP, la Commission note les éléments suivants.

(272) Premièrement, s'agissant du cadre juridique applicable, la Commission souligne que les approvisionnements d'EDF en matière de services nucléaires sont, en France, régis par la directive 2014/25/UE du Parlement européen et du Conseil du 26 février 2014 relative à la passation de marchés par des entités opérant dans les secteurs de l'eau, de l'énergie, des transports et des services postaux (ci-après, "directive 2014/25/UE" ou "directive secteurs spéciaux") qui pose le principe d'une mise en concurrence préalable des fournisseurs.

(273) Ce texte, et ceux qui l'ont transposé en droit interne, ont établi les règles applicables aux procédures de passation de marchés par des entités adjudicatrices, notamment dans le secteur de l'électricité, et posent le principe d'une mise en concurrence préalable des fournisseurs pour les marchés de fourniture et de services dont la valeur estimée est supérieure ou égale à EUR 418 000.

(274) Ainsi, en tant qu'entité adjudicatrice dans le secteur de l'électricité au sens de la directive, EDF est soumise à certaines obligations et doit notamment procéder à une mise en concurrence des fournisseurs potentiels de services nucléaires, avec des possibilités de dérogations limitativement énumérées et strictement encadrées par la directive "secteurs spéciaux". En particulier, la Commission a vérifié qu'EDF a par le passé été tenue de procéder à des appels d'offres pour les contrats de fourniture de GV (et certains services afférents) sur son parc français.

(275) La Commission estime que la prise de contrôle exclusif de New NP par EDF ne remet pas en cause les obligations prévues par la directive "secteurs spéciaux". EDF continuera donc à être tenue par ce cadre légal post-Opération.

(276) En particulier, si l'article 29.3 a) de la directive "secteurs spéciaux" prévoit, sous certaines conditions, que cette directive ne s'applique pas aux marchés passés par une entité adjudicatrice auprès d'une "entreprise liée" (disposition transposée en droit français par l'article 19 de l'ordonnance n° 2015-899 du 23 juillet 2015), cette exception ne sera pas applicable à EDF vis-à-vis de New NP post-Opération.

(277) En effet, sur la base des meilleures estimations fournies par la Partie Notifiante, la Commission observe que, au cours des trois dernières années, le chiffre d'affaires découlant respectivement des services, fournitures ou travaux fournis à EDF par New NP n'a pas atteint 80% ou plus du chiffre d'affaires global pour aucun de ces trois types de marché. Par conséquent, la condition de l'article 29.4 de la directive "secteurs spéciaux", nécessaire à l'application de son article 29.3 a) précité, n'est pas remplie, de sorte que la directive "secteurs spéciaux" et les dispositions l'ayant transposée demeureront bien, post-Opération, applicables aux approvisionnements d'EDF. Dans la mesure où, selon les informations fournies par la Partie Notifiante, le plan d'affaires de New NP ne prévoit pas d'atteindre le plafond de 80% de son chiffre d'affaires avec EDF dans aucun des trois types de marchés précités, la Commission conclut que cette analyse restera valable également pour les années à venir.

(278) En l'espèce, la Commission a vérifié qu'après l'Opération EDF restera tenue d'utiliser une procédure de mise en concurrence pour la passation des contrats tels que la fourniture de GV en vertu de la directive "secteurs spéciaux", et du cadre juridique applicable en France.

(279) En effet, pour les mises en concurrence à venir pour le renouvellement progressif des GV des paliers [Confidentiel (palier(s) concerné(s))], à la demande de la Commission, EDF a fourni une estimation des prix associés. Ces prix dépendront, entre autres, du palier ([Confidentiel (palier(s) concerné(s))]), du prix des matériaux et de la situation concurrentielle du marché au moment de la sélection du fournisseur. Nonobstant ces incertitudes, EDF évalue aujourd'hui la fourchette de prix possibles entre EUR [Confidentiel] millions par GV à renouveler, dont EUR [Confidentiel] millions pour le remplacement, le reste représentant l'estimation de la fourniture. Ces seuils dépassent les seuils utilisés dans la directive "secteurs spéciaux" et du cadre juridique applicable en France et ainsi EDF continuera post-Opération à être tenue, pour les achats de GV ou les remplacements de GV, par le cadre légal européen et national visant à la mise en concurrence des fournisseurs.

(280) EDF n'aura donc pas la capacité de verrouiller l'accès des concurrents de New NP à ces marchés spécifiques.

(281) Deuxièmement, la Commission note que les approvisionnements en services nucléaires d'EDF pour son parc français auprès des fournisseurs concurrents de New NP se matérialisent souvent par des contrats [Confidentiel (type de contrats)] qu'EDF ne peut pas facilement résilier ou modifier unilatéralement. De plus, après une analyse de ces contrats liant actuellement EDF avec certains de ses fournisseurs dans le domaine des services nucléaires, la Commission note qu'en cas de violation de ces contrats, l'entité fusionnée serait potentiellement exposée à des pénalités de rupture de contrat.

(282) Troisièmement, concernant les autres services nucléaires la Commission note qu'afin notamment de se conformer aux exigences réglementaires de sûreté, EDF a mis en place un processus interne de qualification de ses fournisseurs tiers pour l'ensemble de ses achats sur le marché services nucléaires. Dans ce contexte, la qualification par EDF d'une entreprise tierce consiste à reconnaître sa capacité à lui fournir des services nucléaires au niveau de sûreté et de qualité requis par le cadre réglementaire.

(283) Ainsi, EDF compte environ [Confidentiel (nombre de fournisseurs)] entreprises fournisseurs de services nucléaires et il n'existe pas de système de qualification pour lequel New NP est le seul fournisseur qualifié. [Confidentiel]% des besoins d'EDF en services nucléaires en France sont ainsi satisfaits en 2016 par des fournisseurs autres que New NP. Ainsi, compte tenu de l'importance du parc nucléaire d'EDF en France et au vu d'une analyse des documents internes fournis par Areva, New NP n'aurait probablement pas, post-Opération, les moyens techniques et humains pour répondre seule et à la brève échéance requise à l'intégralité des besoins en services nucléaires des 58 centrales d'EDF et à l'ensemble des besoins du Grand Carénage entrant dans son domaine de compétences.

(284) Enfin, aucune autre préoccupation étayée n'a été soulevée au cours de l'enquête de marché en ce qui concerne une potentielle capacité d'EDF à verrouiller l'accès à la clientèle pour d'autres services nucléaires spécifiques. La Commission en déduit donc que l'Opération aura un effet neutre sur cette politique de diversification des approvisionnements d'EDF en matière de services nucléaires qui jusque-là vise [Confidentiel (politique d'achats)].

(285) Ainsi, au vu de tout ce qui précède, la Commission conclut que post-Opération, l'entité fusionnée n'aura pas la capacité de verrouiller l'accès à la clientèle sur le marché des services nucléaires.

5.2.2.2. Pas d'incitation de verrouillage

(286) La Partie Notifiante soutient ensuite qu'elle n'aurait pas d'incitation à restreindre ses achats de services nucléaires auprès des concurrents de New NP, en raison d'un intérêt industriel et financier à maintenir sa politique de diversification des approvisionnements.

(287) Westinghouse soumet dans ce cadre qu'EDF aurait une incitation à internaliser la double marginalisation de services nucléaires fournis par New NP, y compris car une augmentation des coûts d'achats pourrait être transmise aux consommateurs finaux via des tarifs réglementés en France.

(288) En particulier, Westinghouse note que selon plusieurs dispositions du Code de l'énergie, en France il existe des prix réglementés pour la commercialisation d'électricité basés en partie sur les coûts de production et de fourniture d'électricité. Comme le prix réglementé dépend des coûts engagés pour la fabrication de l'électricité, Westinghouse affirme qu'EDF aurait une incitation post-Opération à acheter les produits et services de New NP, même plus chers, pour soutenir ses ressources internes. En conséquence, les volumes commandés auprès de Westinghouse pourraient diminuer, rendant Westinghouse moins rentable, donc moins compétitif et les prix facturés à EDF par Westinghouse augmenteraient. Comme la concurrence diminuerait sur le marché, New NP pourrait également augmenter ses prix. Cela constituerait une augmentation des coûts d'EDF pour la fabrication de l'électricité, qu'EDF pourrait transmettre aux consommateurs notamment via les prix réglementés en vertu du Code de l'énergie.

(289) Sur ce point précis, sans même devoir analyser en détail les dispositions du Code de l'énergie auxquelles fait référence Westinghouse (qui ne sont par ailleurs pas spécifiques à la présente Opération), la Commission estime qu'EDF, dans la situation hypothétique présentée par Westinghouse dans laquelle les coûts de Westinghouse augmenteraient, n'aurait pas d'incitation à accepter une augmentation des prix de Westinghouse (et par voie de conséquence ni de New NP). Cela permet donc d'écarter cette crainte d'incitation à verrouiller la clientèle.

(290) Concernant le volet industriel, la Commission remarque que selon le cadre réglementaire susmentionné concernant la sureté nucléaire, c'est EDF qui en tant qu'exploitant des centrales nucléaires en France assume la pleine responsabilité (sans faute) de la sûreté de ses installations. La Commission en déduit une première forte incitation pour EDF de s'assurer de la qualité des services nucléaires fournis à ses centrales, y compris en maintenant sa politique de diversification des approvisionnements qui contribue au maintien des compétences opérationnelles de plusieurs fournisseurs sur le long terme.

(291) Comme premier exemple, comme illustration de sa politique de diversification pour des contrats importants, en juillet 2015, EDF a attribué un marché portant sur des prestations d'ouverture et fermeture des cuves de ses réacteurs, pour une valeur globale de EUR [Confidentiel] millions, à [Confidentiel (identité de l'entreprise)] (EUR [Confidentiel] millions), [Confidentiel (identité de l'entreprise)] (groupe [Confidentiel (identité de l'entreprise)], EUR [Confidentiel] millions), [Confidentiel (identité de l'entreprise)] (EUR [Confidentiel] millions), [Confidentiel (identité de l'entreprise)] (groupe [Confidentiel (identité de l'entreprise)], EUR [Confidentiel] millions) et [Confidentiel (identité de l'entreprise)] (EUR [Confidentiel] millions). La même approche a prévalu pour l'attribution par EDF du marché de la maintenance sites des groupes motopompe primaire alloué en août 2015 (i.e. après l'annonce publique du projet de l'Opération) à [Confidentiel (identité de l'entreprise)] pour EUR [Confidentiel] millions et également à [Confidentiel (identité de l'entreprise)] pour EUR [Confidentiel] millions.

(292) Comme second exemple et pour répondre à la crainte soulevée par [Confidentiel], la Commission a analysé en détail les documents internes d'EDF concernant le, processus [Confidentiel]. La Commission note ainsi qu'indépendamment de la présente Opération, ce processus [Confidentiel].

(293) De plus, suite à des questions de la Commission, la Partie Notifiante précise qu'à ce jour, [Confidentiel].

(294) Au vu des ressources et procédures déjà engagées sur ce processus, ainsi que de l'analyse des documents internes contemporains fournis par la Partie Notifiante, la Commission estime qu'EDF a pour incitation de continuer [Confidentiel] pour ce type d'intervention, et que l'Opération a un effet neutre sur cette incitation.

(295) Concernant le volet économique, la Commission a également eu accès à certaines données comparatives de prix qui proposés à EDF par New NP et ses concurrents dans le cadre de certains appels d'offres ainsi qu'à des documents internes d'EDF décrivant sa vision industrielle sur chacun de ses fournisseurs stratégiques de services nucléaires.

(296) Etant donnée la variété de prestations, modes de contractualisation, ou marges de fournisseurs dans le marché des services nucléaires, la Commission estime qu'une étude quantitative précise permettant de démontrer qu'EDF n'aurait pas d'incitation à privilégier, post-Opération, New NP au détriment d'autres fournisseurs, du fait de considérations tenant de l'internalisation de doubles marges commerciales ou revenus supplémentaires serait un exercice avec des marges d'erreurs importantes. Néanmoins, du point de vue qualitatif, au vu des informations et documents internes susmentionnés, la Commission estime qu'il est peu probable qu'EDF ait post-Opération une incitation économique à se priver auprès de tiers de la fourniture de services nucléaires au niveau de prix et de qualité que lui permet sa politique actuelle de diversification.

(297) Enfin, alors que la majorité des fournisseurs de services nucléaires indique que si EDF décidait de recourir post-Opération uniquement à New NP pour la fourniture de services nucléaires, ils auraient probablement un nombre limité d'autres clients au sein de l'EEE pour leurs différentes activités et, dans certains cas, une part importante de leur chiffre d'affaires pourrait être perdu, aucune crainte argumentée (mis à part les observations de Westinghouse analysées précédemment) concernant une incitation d'EDF à verrouiller la clientèle n'a été soulevée pour le marché des services nucléaires. Bien au contraire, certains fournisseurs ayant répondu à l'enquête de marché confirment que (i) EDF est attentif au maintien d'un panel suffisamment large capable de réaliser les opérations en toutes circonstances, l'inverse n'étant pas créateur de valeur (au niveaux qualitatif, économique, risques etc.), (ii) le niveau d'investissement requis par le Grand Carénage obligera EDF à rechercher plusieurs fournisseurs, en vue également de maintenir un niveau de pression sur les prix et enfin (iii) plus généralement suite à l'Opération les clients (dont il existe plusieurs) continueront à sélectionner les fournisseurs de services nucléaires (dont il existe plusieurs) sur la base de conditions de qualité, de coût et de termes de livraison.

(298) En conclusion, compte tenu de l'absence de capacité et d'incitation, les deux critères étant cumulativement nécessaires pour justifier l'existence de doutes sérieux quant à la compatibilité avec le marché intérieur de l'Opération, la Commission conclut que l'Opération n'est pas de nature à faire naître des risques de verrouillage de l'accès des concurrents de New NP à la clientèle.

5.2.2.3. Un impact global incertain sur la concurrence effective

(299) Concernant les observations de Westinghouse, quand bien même EDF avait la capacité et l'incitation de verrouiller l'accès de Westinghouse à ses achats sur le marché des services nucléaires (quod non), la Commission estime que l'impact global probable sur les autres exploitants nucléaires serait limité étant donné que la plupart des autres centrales nucléaires dans l'EEE ne semblent pas avoir de projets concrets de fournitures de GV ou d'opérations de RGV et qu'aucun autre opérateur de centrale nucléaire n'a fait part de ses inquiétudes concernant une éventuelle perte de compétitivité de Westinghouse pour des opérations de renouvellement de GV en tant que telles dans l'enquête de marché.

(300) De même, en ce qui concerne l'ensemble du marché, la majorité de fournisseurs et la majorité des opérateurs de centrales nucléaires considèrent que l'Opération aurait un impact neutre ou positif (grâce à des prix plus bas de New NP) sur la situation concurrentielle sur le marché des services nucléaires et un effet neutre sur les opérations des fournisseurs de services nucléaires.

(301) En tout état de cause, la Commission considère qu'il n'est pas nécessaire d'estimer l'impact global d'une stratégie de verrouillage d'accès à EDF pour les services nucléaires du fait de l'absence de capacité ou d'incitation de l'entité fusionnée à mettre en place une telle stratégie.

5.2.2.4. Conclusion

(302) Au vu de ce qui précède, la Commission estime donc l'Opération n'est pas de nature à faire naître des risques de verrouillage des concurrents de New NP sur le marché amont des services nucléaires. En conclusion, la Commission ne soulève pas de doutes sérieux quant à la compatibilité avec le marché intérieur de l'Opération à ce propos.

5.2.3. Risque d'échange d'informations commerciales sensibles

(303) Les concentrations verticales peuvent avoir pour conséquence que l'entité issue de la concentration soit mise en mesure d'accéder à des informations commerciales sensibles concernant les activités de concurrents situés en amont et/ou en aval, avec pour effet potentiel de diminuer la concurrence au détriment des consommateurs. En passant sous le contrôle d'EDF, New NP pourrait en théorie obtenir des informations sensibles sur ses concurrents amont qui fournissent également EDF. En s'intégrant avec New NP, EDF pourrait également avoir accès à des informations sensibles sur ses concurrents avals qui se fournissent chez New NP. Westinghouse a fait part d'une crainte concernant la première possibilité, soit le risque de communication à New NP d'informations sensibles de nature commerciale et/ou technique obtenues par EDF en tant que client de services nucléaires (et d'AC) de Westinghouse. Le volet de cette crainte portant sur la fourniture d'AC est analysé en détail dans la Section 5.4.3, alors que la présente section analyse le volet portant sur le marché des services nucléaires.

(304) EDF soutient au contraire, et la Commission a pu vérifier, que les Conditions Générales d'Achat ("CGA") d'EDF applicables en matière d'achat de fournitures, de travaux et de services dans le domaine de la "Production Ingénierie" interdisent expressément à EDF et à son co-contractant de communiquer à leurs filiales (y compris contrôlées) des informations confidentielles dont elles auraient connaissance à l'occasion des marchés qu'elles concluent, sans l'accord écrit et préalable de l'autre Partie.

(305) L'article 76.1 des CGA ouvre certes à EDF la possibilité de déroger par exception à ce principe de non-divulgation s'agissant des entités qu'elle contrôle ou dans lesquelles elle détient une participation minoritaire (lorsque cela serait par exemple nécessaire à l'exécution du marché), mais requiert à cette fin que soit expressément introduite une stipulation dérogatoire en ce sens dans les Conditions Particulières d'Achat ("CPA") du marché. Cette dérogation constitue une exception, de sorte que le silence des CPA entraine l'application intégrale du principe de non-divulgation.

(306) Ainsi, les CGA excluent par principe la communication par EDF à ses filiales, telles que New NP post-Opération, des informations confidentielles dont elle aurait connaissance sur ses fournisseurs à l'occasion des marchés qu'elle conclut avec eux. En pratique, au-delà de l'analyse du cadre contractuel, la Commission note qu'EDF a mis en place, y compris au moyen d'un système d'information déjà existant qui permet un accès limité aux informations confidentielles, des procédures internes selon lesquelles chaque collaborateur est tenu de garantir la sécurité et la confidentialité des informations et de tous les documents dont il a connaissance dans l'exercice, ou à l'occasion de l'exercice, de sa fonction, y compris les informations qui proviennent des fournisseurs.

(307) De plus, suite à une question de la Commission, EDF confirme sans ambiguïté que, post-Opération, cet engagement de confidentialité aura pleinement à s'appliquer à la relation client fournisseur entre EDF et New NP.

(308) Pour le reste, EDF a pris une série de dispositions afin d'éviter tout accès à des données sensibles sur ses propres concurrents via New NP. C'est notamment le cas par le biais de dispositions spécifiques du pacte d'actionnaires régissant la gouvernance de New NP, en vertu desquelles les actionnaires de New NP ne pourront avoir accès à ou connaissance de toute information sensible de New NP susceptible d'influencer leur stratégie ou leur comportement sur le marché. Ces dispositions portent en particulier sur les informations commercialement sensibles dont New NP pourrait disposer concernant ses clients qui seraient en concurrence avec EDF. Ces précautions valent pour tous les marchés concernés par l'Opération sur lesquels New NP est active.

(309) Au regard de ce qui précède, la Commission estime que l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur au titre d'un possible effet anticoncurrentiel qui résulterait de la communication par EDF à New NP d'informations sensibles relatives aux services nucléaires d'autres fournisseurs, ni par New NP à EDF d'informations sensibles relatives aux opérateurs de centrales nucléaires.

5.2.4. Conclusion

(310) Au regard de l'ensemble des éléments qui précèdent, ainsi que des informations qui lui sont disponibles, la Commission conclut que l'Opération n'aura pas d'effet significatif sur la concurrence sur le marché des services nucléaires. L'Opération ne soulève donc pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur à ce propos.

5.3. Marché des systèmes d'instrumentation et de contrôle

(311) New NP fournit des systèmes d'I&C de sécurité et des services de maintenance et de modernisation, qu'elle soit ou non le fournisseur de l'IN ou le fournisseur d'origine du système d'I&C de sécurité.

(312) EDF n'est pas active en tant qu'offreur sur le marché des I&C de sécurité, en tant qu'opérateur de centrales nucléaires EDF se situe en aval de celle de New NP.

(313) Il découle de ce qui précède l'existence d'un lien vertical entre les activités des systèmes d'I&C de sécurité de New NP en amont et les activités de production et de vente en gros d'électricité d'EDF en aval.

(314) Ce lien vertical créé par l'Opération pourrait en théorie mener à deux types de risques de verrouillage :

(a) le risque que EDF renforce sa position avale sur les marchés nationaux de production et de vente en gros d'électricité en rendant plus difficile pour ses concurrents l'accès aux systèmes d'I&C de sécurité fournis par New NP, et

(b) le risque qu'en privant les concurrents de New NP sur le marché amont des systèmes d'I&C de sécurité de l'accès à la clientèle représentée par EDF, la concurrence entre fournisseurs de systèmes d'I&C de sécurité s'en trouve affectée négativement.

5.3.1. Absence de verrouillage de l'accès des opérateurs de centrales nucléaires au marché de systèmes I&C de sécurité

(315) La Commission analyse ci-dessous la capacité et l'incitation de l'entité fusionnée à verrouiller l'accès aux systèmes d'I&C de sécurité post-Opération.

5.3.1.1. Pas de capacité de verrouillage

(316) La Commission a examiné si, post-Opération, EDF aurait la capacité ou l'incitation de restreindre l'accès aux systèmes d'I&C de sécurité que New NP aurait fourni autrement (ou de les fournir à des conditions moindres, ou à des prix plus élevés, qu'en l'absence d'Opération), ce qui aurait pour effet d'augmenter les coûts des opérateurs de centrales nucléaires en aval sur les marchés nationaux de la production et vente en gros d'électricité, permettant ainsi à EDF d'augmenter les prix.

(317) Comme l'illustre le Tableau 4 ci-dessous, selon la définition géographique retenue pour le marché des systèmes d'I&C de sécurité, New NP a une part de marché entre [20-30]% (dans sa dimension mondiale) et [40-50]% (dans sa dimension EEE). Ces données doivent néanmoins être utilisées avec distance.

<emplacement tableau>

(318) A titre préliminaire, il faut préciser que la majorité des fournisseurs d'I&C de sécurité et la majorité des opérateurs de centrales nucléaires estime que post-Opération, New NP continuera à fournir des systèmes d'I&C ainsi que les services qui lui sont attachés comme avant l'Opération. De plus, une majorité de fournisseurs a également estimé qu'il n'y aurait pas d'impact significatif suite à l'Opération sur ce marché.

(319) Notons également que comme développé dans la Section 4.6, le marché de la production et de la vente en gros d'électricité est de dimension nationale (ou tout au plus régionale pour certaines zones, sans que cela ne change l'analyse de la Commission ci-dessous).

(a) Pays où EDF est actuellement le seul opérateur de centrale nucléaire ou pays sans aucune centrale nucléaire en exploitation

(320) La Commission note qu'il n'existe pas de capacité de verrouillage de l'accès à la fourniture et aux services de l'I&C de sécurité dans les marchés de production et de vente en gros d'électricité sur lesquels EDF est actuellement le seul opérateur de centrales nucléaires (la France et le Royaume-Uni), ni dans les marchés de production et vente en gros d'électricité où EDF est actuellement présente mais où aucune centrale nucléaire n'est exploitée (l'Italie, la Pologne, la Grèce et le Portugal). En effet, il n'existe pas dans ces marchés des opérateurs de centrales nucléaires susceptibles de vouloir se fournir auprès de New NP pour ses systèmes d'I&C de sécurité.

(321) En France, EDF est actuellement le seul exploitant de centrale nucléaire et le seul projet de construction de nouvelle centrale actuellement en cours (Flamanville 3) est mené par EDF. New NP a déjà été sélectionnée pour fournir l'I&C de sécurité et les services qui lui sont liés.

(322) Au Royaume-Uni, concernant les deux projets auxquels il a déjà été fait référence, il est renvoyé au paragraphe (182), le raisonnement élaboré s'appliquant aussi mutatis mutandis pour le marché des systèmes d'I&C de sécurité. Post-Opération, l'entité fusionnée n'aura pas la capacité de verrouiller le marché des intrants au Royaume-Uni.

(323) En Italie, Grèce et Portugal, à ce stade toute possibilité de débouché de clientèle potentielle pour New NP est exclue et donc aucun verrouillage d'accès aux intrants ne peut avoir lieu.

(b) Pays dans lesquels de nouveaux projets de construction de centrales nucléaires sont prévus

(324) Concernant les pays de l'EEE dans lesquels de nouvelles constructions de centrales nucléaires, plus ou moins lointains sont planifiées, il est fait référence à la Section 5.1.2.1(a)(ii). En effet, EDF considère que l'I&C de sécurité est consubstantiel au réacteur et que sa fourniture ne peut donc pas être séparée de celle du réacteur.

(325) Au vu des éléments précédents, la Commission considère donc que post-Opération, EDF n'aura pas la capacité de verrouiller le marché des systèmes d'I&C pour les opérateurs de centrales nucléaires sur des projets de construction de centrales nucléaires.

(c) Pays où d'autres exploitants de centrales nucléaires sont présents

(326) New NP fournit à ce jour des services de maintenance et de modernisation aux I&C de sécurité dans les pays suivants de l'EEE: en Espagne, Belgique, Pays-Bas, Slovaquie, Bulgarie, Allemagne, Finlande et en Suède.

(327) Concernant ces pays, la Commission considère que post-Opération, EDF n'aura pas la capacité de verrouiller le marché des intrants que constituent les systèmes d'I&C de sécurité pour plusieurs raisons.

(328) La réussite d'une telle stratégie nécessiterait que les autres opérateurs de centrales nucléaires ne puissent trouver des concurrents de New NP capables de satisfaire leur demande. Cependant, l'enquête de marché indique au contraire que plusieurs fournisseurs d'I&C de sécurité concurrents seraient capables de répondre à une telle demande. Si post-Opération New NP devait interrompre sa fourniture d'équipements ou de services liés à l'I&C de sécurité à destination d'autres électriciens qu'EDF, une majorité de participants à l'enquête de marché indique qu'il y aurait suffisamment d'autres fournisseurs disponibles.

(329) Au vu des éléments précédents, la Commission considère donc que post-Opération, EDF n'aura pas la capacité de verrouiller le marché systèmes d'I&C de sécurité dans la mesure où des alternatives à New NP sont présentes sur ce marché.

(d) Considérations spécifiques concernant la Finlande, l'Allemagne et la Suède

(330) La Commission analyse la situation en Finlande, en Allemagne et en Suède séparément ci-après.

(331) Alors qu'EDF n'est pas active en Finlande, ni en Suède et a une présence marginale en Allemagne dans la production et vente en gros d'électricité ([0-5]%), des craintes de verrouillage d'accès aux systèmes d'I&C ont été soulevés dans le cadre de l'enquête de marché de la Commission par Fortum en Finlande, Uniper en Suède et RWE en Allemagne. En substance, ces opérateurs craignent que post-Opération, l'entité fusionnée favorise ses propres centrales nucléaires au moment d'allouer des ressources pour fournir des services aux systèmes de l'I&C de sécurité, en particulier en cas de réductions ou de contraintes sur les ressources humaines et techniques de New NP. Une telle situation serait problématique pour ces trois électriciens.

(332) En ce qui concerne la Finlande, Fortum fait valoir que l'entité fusionnée aurait la capacité de verrouiller l'accès de Fortum aux services de modernisation et/ou de remplacement des I&C de sécurité en raison notamment d'une rareté de ressources humaines et techniques dans les marchés du nucléaire. De plus, Fortum estime qu'il n'y a pas assez de fournisseurs disponibles sur le marché des systèmes d'I&C.

(333) Les observations soumises par Fortum sont substantiellement identiques à celle de TVO, traitées dans la section portant sur le marché des services nucléaires (réduction des ressources de New NP mises à disposition des autres opérateurs de centrales nucléaires). Ainsi, il est renvoyé à l'analyse effectuée dans la Section 5.2.1.1. sur les services nucléaires, plus précisément aux paragraphes (227) et suivants.

(334) Néanmoins, il convient de noter que si la modernisation des I&C de sécurité de la centrale nucléaire détenue exclusivement par Fortum (Loviisa 1 et 2) avait originellement été confiée à New NP, Fortum n'a plus souhaité utiliser ce fournisseur. En effet, la fin de ce service de modernisation a finalement été confiée à Rolls-Royce. Ainsi, Fortum ne semble plus vouloir recourir aux services de New NP et a, à tout le moins, pu trouver une alternative vers laquelle se tourner.

(335) De plus, concernant le nombre de fournisseurs disponibles sur le marché, cette question a été adressée ci-dessus et il est renvoyé au paragraphe (328).

(336) Au vu des éléments précédents, la Commission considère donc que post-Opération, EDF n'aura pas la capacité de verrouiller le marché des systèmes I&C de sécurité en Finlande.

(337) En ce qui concerne l'Allemagne, RWE soumet que post-Opération EDF aurait la capacité à limiter l'accès aux ressources de New NP pour deux raisons principales. Premièrement, EDF pour gérer ses filiales de la manière la plus rentable possible pourrait vouloir réduire les succursales qu'elle considère comme non rentables, par exemple sa succursale allemande, en particulier celles spécialisées dans les technologies REB. Deuxièmement, dans le cas d'une situation d'urgence, EDF serait capable de réorienter ses ressources vers ses propres installations au détriment des installations de RWE, puisqu'EDF et RWE sont concurrents dans le marché européen de l'énergie.

(338) Ces observations de RWE étant substantiellement identiques pour les systèmes d'I&C et ceux de services nucléaires, il est renvoyé à l'analyse effectuée dans la Section 5.2.1.1, plus précisément aux paragraphes (240) et suivants.

(339) En ce qui concerne la Suède, Uniper indique également qu'au fil du temps, l'existence d'un nombre limité de fournisseurs sur le marché post-Opération pourra entraîner d'importantes difficultés d'approvisionnement en systèmes d'I&C de sécurité et services associés.

(340) Ainsi, on ne saurait souscrire aux observations d'Uniper concernant le fait qu'il existerait un nombre insuffisant de fournisseurs d'I&C de sécurité pour satisfaire la demande. En tout état de cause, Uniper reconnaît n'avoir aucun nouveau projet de construction de centrales nucléaires dans les 15 prochaines années (ni aucun de ses concurrents en Suède) pour lequel il nécessiterait la fourniture d'un nouveau système. De plus, Uniper n'est pas un client de New NP dans les services de maintenance des systèmes d'I&C de sécurité.

(341) De plus, concernant le nombre de fournisseurs disponibles sur le marché, cette question a été adressée ci-dessus et il est renvoyé au paragraphe (328).

(342) Au vu des éléments précédents, la Commission considère donc que post-Opération, EDF n'aura pas la capacité de verrouiller le marché des systèmes d'I&C de sécurité.

5.3.1.2. Pas d'incitation de verrouillage

(343) Post-Opération, EDF n'aura pas d'incitation à verrouiller le marché des intrants que constituent les systèmes d'I&C de sécurité pour plusieurs raisons.

(344) Premièrement, la présence d'EDF en tant que producteur d'électricité est très restreinte dans de nombreux Etats membres de l'EEE, ce qui limite tout espoir de gain résultant d'un verrouillage des intrants. Ainsi, à part au Royaume-Uni et en France, EDF a une présence limitée en Belgique ([10-20]% de part de marché) et dans les autres pays de l'EEE ([5-10]%) dans la production et vente en gros d'électricité et n'aurait donc pas d'incitation à verrouiller l'accès aux intrants que constituent les systèmes d'I&C de sécurité, quand bien même elle le pourrait. Sa présence locale limitée, ne permettrait pas à EDF de capter une quelconque part de l'éventuel report de la demande d'électricité qui se détournerait des producteurs nucléaires subissant un évincement. Ceci est d'autant plus vrai pour tout autre pays dans lequel EDF n'est pas présente dans la production et vente en gros d'électricité, il n'y aurait pas d'incitation à refuser de fournir l'IN de New NP.

(345) Concernant l'Allemagne, la Suède et la Finlande, il est renvoyé à la Section 5.2.1.2 concernant les services nucléaires, pour lesquelles cette analyse a déjà été conduite, et qui s'applique mutatis mutandis aux systèmes d'I&C de sécurité.

(346) Deuxièmement, toute stratégie de dégradation des conditions d'un projet ne peut aboutir. Il est renvoyé au paragraphe (222) qui s'applique mutatis mutandis aux systèmes d'I&C de sécurité.

(347) Enfin, une majorité des participants à l'enquête de marché considère que post-Opération l'entité fusionnée continuerait à fournir les systèmes d'I&C de sécurité de New NP à d'autres opérateurs nucléaires qu'EDF et donc que l'Opération aurait un effet neutre sur les opérations des opérateurs de centrales nucléaires dans les marchés de la production et vente en gros d'électricité.

(348) Ainsi, post-Opération, l'entité fusionnée n'aura ni la capacité, ni l'incitation à verrouiller les intrants.

5.3.1.3. Conclusion

(349) Au vu de ce qui précède, compte tenu de l'absence de capacité et d'incitation, les deux critères étant cumulativement nécessaires pour justifier l'existence de doutes sérieux quant à la compatibilité avec le marché intérieur de l'Opération, la Commission estime que l'Opération n'est pas de nature à faire naître des risques de verrouillage de l'accès au marché des systèmes d'I&C de sécurité pour les opérateurs de centrales nucléaires sur le marché aval de la production et vente en gros d'électricité. À ce propos, la Commission conclut que l'Opération ne soulève donc pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur sur ce marché.

5.3.2. Absence de verrouillage de l'accès des concurrents de New NP à la clientèle

(350) Au sens des Lignes directrices non-horizontales, un verrouillage de l'accès à la clientèle se manifeste lorsque la concentration est susceptible d'exclure des concurrents situés en amont (marché des systèmes d'I&C de sécurité) en restreignant leur accès à une clientèle suffisante (sur le marché des opérateurs de centrales nucléaires). En l'espèce, l'Opération n'est pas susceptible de modifier la structure du marché en restreignant l'accès de fournisseurs d'I&C à EDF comme client. En effet, EDF n'a ni la capacité ni les incitations à mettre en place une stratégie de verrouillage d'accès à la clientèle.

(351) La Commission analyse ci-dessous la capacité et l'incitation de l'entité fusionnée à verrouiller l'accès au marché des systèmes d'I&C de sécurité post-Opération.

(352) Premièrement, s'agissant de l'achat d'EDF de systèmes d'I&C de sécurité dans le cadre de ses projets de nouvelles constructions, l'Opération ne modifie pas la situation préexistante. En effet, EDF considère que l'I&C de sécurité est consubstantiel au réacteur et que sa fourniture ne peut donc pas être séparée de celle du réacteur. Sachant qu'EDF n'utilise que New NP pour la fourniture d'IN, ainsi que développé au paragraphe (199) de la présente décision, le fournisseur de l'I&C de sécurité pour les nouveaux projets sera également New NP.

(353) Deuxièmement, pour les services aux systèmes d'I&C de sécurité. EDF a pour politique interne de ne s'approvisionner en pièces de rechange qu'auprès du fabricant d'origine. En pratique, EDF est donc contraint, avant comme après l'Opération, de recourir, fréquemment à Rolls-Royce.

(354) Pour le parc nucléaire d'EDF Energy au Royaume-Uni, l'héritage par British Energy de son parc nucléaire fait que New NP ne fournit pas de services aux systèmes d'I&C de sécurité. Pour des raisons historiques, EDF Energy confie ces tâches aux fournisseurs d'origine des systèmes.

(355) S'agissant spécifiquement du réacteur REP de Sizewell B, EDF Energy a conclu, en novembre 2015, et alors même que l'Opération était déjà annoncée, un contrat de modernisation de long-terme avec Westinghouse.

(356) L'Opération ne change rien à ces situations, qui lui préexistent et qui excluent toute capacité ou incitation à un quelconque verrouillage d'accès à la clientèle post-Opération.

(357) Les effets d'un éventuel verrouillage par l'entité fusionnée doivent être appréciés à la lumière de la part de la clientèle des entreprises actives dans la production et vente en gros d'électricité représentée par EDF. A titre informatif, EDF représente [10-20]% de la demande de systèmes d'I&C de sécurité dans l'EEE.

(358) Ainsi, au vu de tout ce qui précède, la Commission conclut que post-Opération, l'entité fusionnée n'aura pas la capacité de verrouiller l'accès à la clientèle sur le marché des systèmes d'I&C de sécurité.

5.3.3. Conclusion

(359) Au regard de l'ensemble des éléments qui précèdent, compte tenu de l'absence de capacité et d'incitation, les deux critères étant cumulativement nécessaires pour justifier l'existence de doutes sérieux quant à la compatibilité avec le marché intérieur de l'Opération, la Commission conclut que l'Opération n'aura pas d'effet significatif sur la concurrence sur le marché des systèmes d'I&C de sécurité et services associés. À ce propos, la Commission conclut que l'Opération ne soulève donc pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur sur ce marché.

5.4. Marché de la conception, fabrication et fourniture d'assemblages de combustible

(360) New NP conçoit, fabrique et fournit des AC pour REP et REB, ainsi que des AC à MOX. En revanche, New NP n'est pas active à ce jour dans la production et la commercialisation d'AC de type VVER, RAG ou pour réacteurs à eau lourde. Dans l'EEE, New NP est qualifiée pour fournir en AC [Confidentiel (nombre de réacteurs)] réacteurs de type REO (REP ou REB), soit les 58 réacteurs d'EDF en France, le réacteur Sizewell B d'EDF Energy au Royaume-Uni, ainsi que [Confidentiel (nombre de réacteurs)] autres réacteurs hors du parc d'EDF. Parmi ces [Confidentiel (nombre de réacteurs)] autres réacteurs, New NP a un contrat de fourniture en cours pour [Confidentiel (nombre de contrats en cours)] d'entre eux exploités, respectivement, par [Confidentiel (identité des clients)].

(361) La Partie Notifiante estime à [50-60]% la part de New NP sur le marché EEE de la conception, de la fabrication et de la fourniture d'AC REP en 2016, représentant [Confidentiel (quantité produite par New NP)]t sur un total de [Confidentiel (production totale d'AC REP dans l'EEE)]. Le principal concurrent de New NP sur ce marché est la société Westinghouse, avec [40-50]% dont une partie de la production est sous-traitée à la société espagnole ENUSA. Sur le marché distinct et beaucoup plus réduit ([Confidentiel (production totale d'AC REB dans l'EEE)]) de la conception, de la fabrication et de la fourniture dans l'EEE d'AC REB, la part 2016 de New NP est estimée par la Partie Notifiante à [20-30]%, contre [50-60]% pour Westinghouse et [20-30]% pour GNF, une société conjointe entre GE, Toshiba et Hitachi, associée dans l'EEE à ENUSA. Sur le marché de la conception, de la fabrication et de la fourniture d'AC à MOX, New NP apparaît comme étant actuellement de loin le principal acteur dans le monde et dans l'EEE, ainsi que le fournisseur exclusif d'EDF.

(362) EDF n'est pas active dans la conception, la fabrication et la fourniture d'AC. En revanche, EDF opère le plus grand parc de réacteurs nucléaires au sein de l'EEE et, de fait, dans le monde. A ce titre, EDF est un important client d'AC REP et MOX dans l'EEE. Les besoins en AC REP d'EDF sont de l'ordre de [Confidentiel] tonnes par an pour ses réacteurs français et de [Confidentiel] tonnes par an pour son seul réacteur REP situé au Royaume-Uni (Sizewell B). EDF estime ainsi que sa part dans la demande d'AC pour REP au sein de l'EEE se monte à approximativement [Confidentiel]%. Les besoins en AC MOX d'EDF sont de l'ordre de [Confidentiel] à [Confidentiel] tonnes par an, équivalant actuellement à plus de [Confidentiel]% de la demande dans l'EEE et dans le monde.

(363) EDF se fournit en AC auprès de New NP et de Westinghouse. En ce qui concerne les centrales d'EDF Energy au Royaume-Uni, les 14 réacteurs RAG sont fournis exclusivement par Westinghouse, à concurrence de [Confidentiel]t par an. Le réacteur de Sizewell B est fourni exclusivement par New NP, [Confidentiel]. En ce qui concerne les réacteurs français, New NP est le seul fournisseur qualifié pour les 10 réacteurs des paliers CP0 et N4. En revanche, New NP et Westinghouse sont tous les deux qualifiés pour les 48 réacteurs des paliers CPY et P4, et fournissent EDF sur la base de contrats en cours jusqu'en [Confidentiel (échéance de l'accord)] avec New NP et jusque [Confidentiel (échéance de l'accord)] avec Westinghouse. En vertu de ces contrats, Westinghouse a fourni [Confidentiel]t d'AC REP à EDF en 2016, soit [Confidentiel]% des besoins des paliers CPY et P4 et [Confidentiel]% des besoins de l'ensemble du parc nucléaire français d'EDF, alors que New NP fournissait le solde de [Confidentiel]t d'AC REP représentant [Confidentiel]% des besoins d'EDF.

(364) En tant qu'exploitant de centrales nucléaires, ainsi que par le biais d'autres sources, EDF est active sur différents marchés nationaux de production et de vente en gros d'électricité (voir Section 4.6 ci-dessus). Cependant, EDF n'opère de réacteurs nucléaires qu'en France et au Royaume-Uni où elle est d'ailleurs le seul exploitant et estime disposer d'une part de marché, toutes sources de production confondues, de [80-90]% et [20-30]%, respectivement. Les activités d'EDF sur les marchés de production et de vente en gros d'électricité hors France et Royaume-Uni se concentrent sur la Belgique ([10-20]%), l'Italie ([5-10]%), la Pologne ([5-10]%), la Grèce ([0-5]%) et le Portugal ([0-5]%). Aux Pays-Bas, en Espagne, en Allemagne, en Bulgarie et en Hongrie, EDF dispose d'actifs ne représentant pas plus de [0-5]% de la production d'électricité.

(365) Au regard de ce qui précède, l'Opération donne donc lieu à l'intégration verticale de New NP en tant que fournisseur d'AC et d'EDF en tant que client d'AC et producteur d'électricité. Compte tenu de la répartition géographique des activités respectives de New NP et d'EDF et de leurs parts de marché, les marchés suivants apparaissent affectés par l'Opération en amont: (i) la conception, la fabrication et la fourniture d'AC REP dans l'EEE; (ii) la conception, la fabrication et la fourniture d'AC REB dans l'EEE; et (iii) la conception, la fabrication et la fourniture d'AC à MOX dans l'EEE ou dans le monde; et en aval: (i) la production et la vente en gros d'électricité en France; (ii) la production et la vente en gros d'électricité au Royaume-Uni; (iii) la production et la vente en gros d'électricité en Belgique; (iv) la production et la vente en gros d'électricité aux Pays-Bas; (v) la production et la vente en gros d'électricité en Espagne; et (vi) la production et la vente en gros d'électricité en Allemagne.

(366) De façon générale, conformément aux Lignes directrices non-horizontales, les liens verticaux résultant de l'Opération sont susceptibles de donner lieu à deux types de risques de verrouillage anticoncurrentiel du marché :

(a) un risque de verrouillage du marché des intrants résultant d'une éventuelle restriction de l'accès des exploitants de centrales nucléaires sur le marché aval de la production et de la vente en gros d'électricité, aux AC fournis par New NP; et

(b) un risque de verrouillage de l'accès des concurrents de New NP sur le marché amont de la conception, de la fabrication et de la fourniture d'AC pour REP, à la clientèle représentée par EDF.

Ces risques sont envisagés successivement ci-dessous par le biais d'une analyse de la capacité et de l'incitation de l'entité résultant de l'Opération à s'engager dans des stratégies d'éviction, ainsi que de leur impact probable sur la concurrence effective. Cette analyse est complétée par un examen des risques découlant d'un possible échange d'informations commercialement sensibles entre EDF et New NP concernant les activités situées en amont et en aval de leurs concurrents respectifs.

(367) Les risques mentionnés ci-dessus ont fait l'objet de craintes exprimées par plusieurs acteurs du secteur nucléaire, qui peuvent être résumées comme suit :

(a) RWE a exprimé des craintes liées à un risque de verrouillage de l'accès aux AC REB de New NP et aux services associés dans le contexte de la sortie de l'Allemagne du nucléaire et compte tenu d'une possible incitation d'EDF à réorienter les ressources de New NP sur la fourniture d'AC pour REP, en particulier à ses propres réacteurs situés en France ;

(b) EnBW a exprimé sa confiance dans le fait que New NP continuerait à exécuter les contrats de fourniture d'AC en cours dans les prochaines années mais a exprimé des craintes quant au maintien des capacités de production de New NP en Allemagne jusqu'en 2020 suite à la décision de l'Allemagne de sortir du nucléaire ;

(c) Westinghouse a exprimé des craintes relatives à un risque de verrouillage de l'accès à EDF en tant que client d'AC REP et d'échanges d'informations commercialement sensibles la concernant entre EDF et New NP, ainsi qu'à un risque d'éviction susceptible de résulter de facteurs externes ;

(d) ENUSA a exprimé des craintes à moyen terme liées à (i) un risque de verrouillage de l'accès à EDF en tant que client d'AC REP de la part de Westinghouse et d'elle-même en tant que sous-traitant, (ii) un risque d'éviction résultant d'offres liées entre la fourniture d'IN et d'AC au-delà du premier cœur du réacteur et des premières recharges, et (iii) un risque d'éviction compte tenu du soutien financier de l'Etat français à l'entité combinée EDF/New NP ;

(e) TVO a exprimé des craintes relatives à un risque de verrouillage de l'accès à EDF en tant que client d'AC REP pour les concurrents de New NP, principalement Westinghouse, avec des conséquences négatives pour les exploitants de centrales nucléaires en termes de coûts, de sûreté et de sécurité d'approvisionnement. Ces craintes sont particulièrement prononcées au regard du fait que TVO sera à terme, à la suite de la réalisation du projet OL3, le seul exploitant dans l'EEE d'un réacteur REP de type EPR non lié structurellement à EDF et New NP, avec pour conséquence de réduire l'intérêt potentiel d'autres fournisseurs d'AC d'effectuer l'investissement nécessaire au développement d'AC "EPR" et, plus généralement, de fragiliser sa position commerciale vis-à-vis de New NP ;

(f) Uniper a exprimé des craintes relatives aux conséquences pour les exploitants de centrales nucléaires d'un verrouillage de l'accès à EDF en tant que client d'AC REP pour les concurrents de New NP, en particulier Westinghouse, à la fois en termes de coûts, de sûreté et de sécurité d'approvisionnement.

Ces différentes craintes ont fait l'objet d'une analyse en profondeur de la part de la Commission par le biais de multiples entretiens téléphoniques et réunions, ainsi que d'une enquête de marché auprès de l'ensemble des exploitants de réacteurs nucléaires et des fournisseurs d'AC dans l'EEE et au-delà. Les résultats de cette analyse sont présentés ci-dessous.

(368) A titre accessoire, en ce qui concerne les AC à MOX, la Commission note qu'EDF se fournit en intégralité auprès de New NP et constitue de loin son client le plus important à l'heure actuelle. En conséquence, la Commission exclut d'emblée tout doute possible concernant la compatibilité de l'Opération avec le marché intérieur au titre de l'intégration verticale d'EDF et de New NP concernant la fourniture d'AC à MOX.

5.4.1. Absence de verrouillage de l'accès des opérateurs de centrales nucléaires aux marchés des assemblages de combustible (AC)

(369) À titre liminaire, la Commission note que certaines craintes exprimées concernant un risque de verrouillage des intrants ne sont pas propres à la concentration mais relèvent de décisions politiques déjà prises, comme la sortie de l'Allemagne du nucléaire, ou hypothétiques, notamment quant à l'attitude du gouvernement français à l'égard de la filière nucléaire. Autant les décisions déjà prises constituent des faits objectifs que la Commission peut prendre en compte, autant les éventuelles décisions futures ne relèvent pas de son champ d'analyse, en particulier si elles apparaissent s'opposer à la réalité économique.

(370) D'autre part, comme le suggère EDF, un risque de verrouillage des intrants ne peut se concevoir, par définition, que vis-à-vis des concurrents éventuels d'EDF qui seraient producteurs d'électricité nucléaire et clients de New NP. Or, les cas où un client de New NP se trouve en concurrence avec EDF sur un marché national de la production et de la vente en gros d'électricité dans l'EEE, sont limités. En particulier, aucun risque de verrouillage n'est envisageable en France et au Royaume-Uni, où EDF est le seul opérateur de centrales nucléaires, ainsi qu'en Suède ou en Finlande où Vattenfall et TVO exploitent des réacteurs nucléaires et se fournissent notamment auprès de New NP, mais où EDF n'est pas présent sur le marché de la production et de la vente en gros d'électricité. Or, mis à part en Belgique, les activités d'EDF sont marginales sur les autres marchés techniquement affectés que sont les Pays-Bas, l'Espagne et l'Allemagne.

(371) En ce qui concerne la capacité d'EDF à verrouiller l'accès de ses concurrents aux AC de New NP, la Commission retient les éléments d'analyse suivants :

(a) la fourniture d'AC s'effectue dans le cadre de contrats [Confidentiel (type de contrats)] dans lesquels les conditions relatives aux volumes d'achat, au prix et aux spécificités techniques des AC concernés sont d'ores et déjà déterminées et ne peuvent être modifiées unilatéralement, sauf à engager la responsabilité contractuelle de New NP ;

(b) en ce qui concerne les centrales de [Confidentiel (identité des clients)], les contrats d'approvisionnement en AC courent [Confidentiel (termes de contrat)], voire au-delà en ce qui concerne les services liés au traitement et à l'éventuelle réparation d'AC usagés avant leur entreposage. Il en va de même pour les centrales situées en [Confidentiel] pour lesquelles [Confidentiel] a également pris soin de contractualiser ses besoins en AC auprès de New NP et de Westinghouse [Confidentiel (termes de contrat)] ;

(c) en réponse à l'enquête de marché, E.ON (PreussenElektra) a indiqué s'attendre à ce que New NP continue à honorer ses obligations contractuelles à l'avenir au niveau de la fourniture d'AC et des services associés. De la même façon, EnBW s'attend à ce qu'EDF remplisse ses engagements dans le cadre des contrats existants. De son côté, RWE a indiqué à la Commission ne pas avoir rencontré de problème spécifique à ce stade dans l'exécution par New NP de ses obligations contractuelles, et ce malgré le processus en cours de fermeture progressive des réacteurs nucléaires allemands ;

(d) la structure capitalistique de New NP telle qu'envisagée dans le cadre de l'Opération notifiée implique la prise de participations minoritaires, mais significatives (pour un total allant de [Confidentiel] du capital de New NP), par d'autres opérateurs dont l'intérêt serait opposé à celui d'EDF en cas de volonté de mise en œuvre d'une stratégie de verrouillage des intrants, en particulier si elle devait s'étendre à la technologie EPR qui devrait représenter le fleuron de New NP à l'avenir.

(372) En ce qui concerne les incitations d'EDF à verrouiller l'accès de ses concurrents aux AC de New NP, la Commission retient les éléments d'analyse suivants;

(a) comme indiqué précédemment, EDF ne dispose que d'actifs de production très limités en Allemagne [Confidentiel (actifs locaux)], aux Pays-Bas [Confidentiel (actifs locaux)] et en Espagne [Confidentiel (actifs locaux)], ce qui limite significativement ses perspectives de gains pouvant résulter de toute stratégie de verrouillage éventuelle;

(b) en Belgique, EDF est copropriétaire [Confidentiel (droits d'EDF)] des réacteurs Tihange 1, 2 et 3 et de Doel 3 et 4 exploités par Engie/Electrabel qui [Confidentiel (modalités d'exercice des droits de tirage)]. EDF n'aurait dès lors pas intérêt à limiter l'accès d'Engie/Electrabel aux AC de New NP dans la mesure où cela [Confidentiel (modalités d'exercice des droits de tirage)]. Cette coopération de longue date avec Engie/Electrabel met en doute également l'incitation d'EDF à limiter les approvisionnements en AC de New NP pour les réacteurs de Doel 1 et 2;

(c) en réponse à l'enquête de marché, une majorité des exploitants de centrales nucléaires estime que New NP continuera à fournir ses AC et les services associés comme précédemment ("as usual") suite à la réalisation de l'Opération, en ce compris EnBW, E.ON (PreussenElektra) et Engie/Electrabel. De la même façon, sans avoir été interrogée directement sur ce point, ENUSA a indiqué ne pas croire à un scénario qui verrait New NP réduire ses fournitures d'AC à l'avenir aux électriciens tiers (c'est-à-dire hors EDF) ;

(d) dans une industrie où les acteurs sont peu nombreux et où les autorités de sûreté nucléaire jouent un rôle prépondérant, les conséquences d'une violation des obligations contractuelles des fournisseurs ou d'une dégradation de la qualité de leurs fournitures ou prestations, en l'espèce celles de New NP aux autres opérateurs de centrales nucléaires qu'EDF, affecteraient la crédibilité de New NP et d'EDF dans leur ensemble, à long terme, et en opposition directe avec le but poursuivi par l'Opération qui vise à renforcer New NP (et notamment à conforter sa capacité à déployer la technologie EPR dans le monde entier).

(373) Au regard de ce qui précède, la Commission estime qu'il apparaît peu probable que l'entité résultant de l'Opération dispose de la capacité et des incitations nécessaires à s'engager dans un verrouillage du marché des intrants concernant la fourniture d'AC et des services associés. L'impact probable d'une telle stratégie apparaît encore plus incertain au regard des éléments suivants :

(a) les opérateurs de [Confidentiel (un grand nombre)] des [Confidentiel] réacteurs faisant actuellement l'objet d'un contrat de fourniture d'AC avec New NP (hors EDF) disposent d'au moins un fournisseur d'AC alternatif déjà qualifié ;

(b) en réponse à l'enquête de marché, Westinghouse, ENUSA et GNF ont chacun indiqué disposer des unités de production nécessaires et des capacités suffisantes afin de fournir les électriciens qui pourraient être confrontés à l'avenir à une diminution de l'offre d'AC (REP ou REB, indistinctement) par New NP ;

(c) les exploitants de centrales nucléaires sont des acheteurs expérimentés et avertis capables de déceler les risques de verrouillage, de s'en prémunir contractuellement et d'agir en réparation en cas de violation par New NP de ses obligations contractuelles ;

(d) en réponse à l'enquête de marché, CNAT, EnBW, Engie/Electrabel et E.ON (PreussenElektra) ont indiqué que l'Opération n'était pas de nature à affecter significativement ou négativement la concurrence sur les marchés des AC.

(374) En conséquence, la Commission conclut que l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur au titre d'un possible risque de verrouillage du marché des intrants concernant la fourniture d'AC et des services associés. Cette conclusion est notamment basée sur la prémisse nécessaire que New NP respectera à l'avenir ses obligations contractuelles ; a contrario, cette conclusion ne pourrait justifier une possible violation desdites obligations ou une diminution de la qualité des fournitures ou services de New NP. Au regard des spécificités de l'industrie et de la nature des produits en cause, la Commission note également qu'il serait irresponsable et donc très improbable que New NP n'honore pas ses obligations concernant le traitement temporaire et l'éventuelle réparation d'AC usagés avant leur entreposage, en particulier à la suite de la cessation des activités des réacteurs exploités par les électriciens allemands.

5.4.2. Absence de verrouillage de l'accès des concurrents de New NP à la clientèle

(375) A titre liminaire, la Commission note à nouveau que l'analyse du risque de verrouillage de l'accès à la clientèle représentée par EDF ne peut s'effectuer que sur la base d'éléments de fait objectifs et non d'hypothétiques décisions politiques futures qui pourraient éventuellement influencer les incitations de la Partie Notifiante à l'avenir. De la même façon, les craintes exprimées quant au soutien financier de l'Etat français à l'entité résultant de l'Opération n'apparaissent pas propres à la concentration dans la mesure où à la fois EDF et New NP, via Areva SA, sont déjà détenues en majorité par l'Etat français. Conformément à l'article 345 du Traité sur le fonctionnement de l'Union européenne (TFUE), l'analyse de la Commission est en outre indifférente quant à la propriété privée ou publique des entreprises en cause.

(376) Les craintes exprimées à propos d'une possible incitation à lier la fourniture d'IN et d'AC au-delà des premières recharges n'apparaissent également pas propres à l'Opération en cause. En effet, New NP était déjà dans le passé à la fois un fournisseur d'IN et d'AC. En réponse à l'enquête de marché, l'ensemble des fournisseurs d'AC ayant indiqué disposer d'une connaissance suffisante en la matière, ainsi que la majorité des électriciens, ont également indiqué que l'approvisionnement en AC s'effectuait séparément d'autres prestations (au-delà des services directement liés à la fourniture d'AC). Enfin, il va de soi que la présente décision n'a pas pour effet de libérer l'entreprise résultant de l'Opération de son obligation de respecter à l'avenir le droit de la concurrence, en particulier l'article 102 TFUE.

(377) Indépendamment de ce qui précède, l'intégration verticale entre EDF et New NP est susceptible de donner lieu à un risque de verrouillage de l'accès des concurrents de New NP sur le marché amont de la conception, de la fabrication et de la fourniture d'AC pour REP, à la clientèle représentée en particulier par EDF qui correspondait en 2016 à [Confidentiel]% de la demande en AC REP dans l'EEE. Plusieurs acteurs ont fait état de craintes en ce sens liées principalement aux effets d'une possible éviction de Westinghouse non seulement sur son sous-traitant ENUSA mais aussi et surtout sur les opérateurs de réacteurs nucléaires. L'analyse dont les conclusions sont présentées ci-dessous se focalise donc sur la capacité et l'incitation d'EDF à diminuer ses fournitures ou à cesser de s'approvisionner auprès de Westinghouse, et à l'impact d'une telle stratégie sur les coûts de Westinghouse et les prix de ses AC.

(378) A cet égard, comme indiqué précédemment, Westinghouse approvisionne à l'heure actuelle 48 réacteurs REP d'EDF situés en France dans le cadre d'un contrat de fourniture conclu pour [Confidentiel (durée de l'accord)] ans en 2014. Le contrat en cours entre EDF et Westinghouse est le [Confidentiel (nombre d'accords)] depuis 2002, [Confidentiel (modalités contractuelles)]. Ce contrat est [Confidentiel] long par rapport aux standards de l'industrie [Confidentiel (modalités contractuelles)].

(379) Les AC fournis par Westinghouse à EDF sont principalement fabriqués dans son usine de Västerås en Suède et les craintes émises par Westinghouse portent principalement sur l'impact d'un verrouillage d'EDF sur les coûts de production et la viabilité à terme de cette usine. Sur la base des estimations d'EDF, les volumes qui lui sont destinés représenteraient approximativement [Confidentiel]% de la production et [Confidentiel]% de la capacité de l'usine de Västerås. La production d'environ [Confidentiel]% des AC fournis par Westinghouse à EDF est sous-contractée à ENUSA dont l'usine de Juzbado en Espagne est également certifiée par EDF. Les AC fournis à EDF représentent environ [Confidentiel]% de la production et [Confidentiel]% de la capacité de l'usine de Juzbado. Une faible proportion des volumes contractés par EDF auprès de Westinghouse est fabriquée à l'usine de Springfields au Royaume-Uni, qui produit également les AC RAG destinés aux centrales exploitées par EDF Energy.

(380) Outre sa crainte quant à la viabilité de l'usine de Västerås, Westinghouse a émis une crainte supplémentaire sur la viabilité de l'usine de Springfields suite à un potentiel verrouillage de l'accès à EDF. Après analyse, la Commission écarte d'emblée cette crainte comme non fondée du fait de la faible proportion d'AC REP destinés à EDF produits à l'usine de Springfields et du prix important des AC RAG produits exclusivement par Westinghouse dans cette usine de Springfields pour des réacteurs dont les dates de fermeture prévues se situent entre [Confidentiel (dates estimées de fermeture)], soit à un horizon de temps long.

5.4.2.1. Capacité limitée à verrouiller l'accès des concurrents de New NP à EDF

(381) Les Lignes directrices non-horizontales indiquent qu'un verrouillage de la clientèle peut se produire en cas d'intégration entre un fournisseur et un client important sur le marché situé en aval. Comme indiqué précédemment, EDF représente une part très significative de la demande en AC REP dans l'EEE. Dans le contexte actuel de fermetures des centrales belges et allemandes ainsi que d'une partie des centrales suédoises, la part d'EDF dans la demande d'assemblages REP dans l'EEE est amenée à augmenter à moyen terme, sous réserve de concrétisation des objectifs énergétiques français de diminution de la part du nucléaire dans le mix énergétique.

(a) Un contrat de fourniture de longue durée lie Westinghouse et EDF

(382) Comme indiqué précédemment, un contrat de fourniture d'AC REP de [Confidentiel (durée de l'accord)] ans a été conclu en 2014 entre EDF et Westinghouse. Ce contrat stipule qu'EDF doit commander [Confidentiel (volume)] t/an à Westinghouse, pour un volume total [Confidentiel (volume)]t sur toute la durée du contrat. Entre 2015 et 2017, EDF a commandé en moyenne [Confidentiel]t/an à Westinghouse, soit [Confidentiel]t en 2014, [Confidentiel]t en 2015 et [Confidentiel]t en 2016.

(383) Les termes du contrat permettent à EDF de [Confidentiel] les volumes commandés à Westinghouse de [Confidentiel] t/an par rapport à la moyenne de [Confidentiel] t/an constatée entre 2014 et 2017, [Confidentiel (relations commerciales)]. Or, d'après les informations recueillies par la Commission, une telle baisse, qui resterait dans le cadre contractuel, ne serait pas en mesure de compromettre la viabilité de l'usine de Västerås.

(384) De plus, Westinghouse et ENUSA considèrent que l'engagement contractuel liant Westinghouse à EDF pour la fourniture d'AC jusque [Confidentiel (échéance de l'accord)] est ferme, de sorte qu'une stratégie de verrouillage ne pourrait être raisonnablement mise en place par l'entité fusionnées qu'après [Confidentiel (échéance de l'accord)]. La Commission analyse néanmoins dans les sections suivantes l'incitation à verrouiller avant [Confidentiel (échéance de l'accord)] en tenant compte des pénalités contractuelles que l'entité fusionnée devrait verser en cas de rupture unilatérale du contrat.

(b) La capacité de production de New NP est limitée

(385) New NP fournit entre [Confidentiel]% de la demande d'EDF en AC REP. La quasi-totalité des assemblages fournis par New NP à EDF sont fabriqués dans son usine de Romans. Les documents internes fournis par les Parties démontrent [Confidentiel]. [Confidentiel]. Dans ce cas, New NP serait cependant incapable de servir entièrement la demande d'EDF en AC REP sauf à consentir des investissements supplémentaires afin d'augmenter les capacités de production [Confidentiel].

(386) [Confidentiel (orientation stratégique)]. Une augmentation supplémentaire de la capacité de l'usine de Romans afin de servir la demande d'EDF en AC REP se heurterait à des contraintes économiques et réglementaires très significatives, que l'entité fusionnée pourrait ne pas être capable de surmonter.

(c) Conclusion intermédiaire sur la capacité à verrouiller l'accès des concurrents de New NP à EDF

(387) Au regard des éléments ci-dessus, la Commission conclut que l'entité fusionnée disposera d'une capacité limitée à verrouiller la clientèle avant la fin du contrat de fourniture la liant à Westinghouse jusqu'en [Confidentiel (échéance de l'accord)]. Au regard de l'importance d'EDF dans la demande d'AC dans l'EEE, la Commission considère que l'entité fusionnée pourrait néanmoins avoir la capacité de verrouiller la clientèle après [Confidentiel (échéance de l'accord)], moyennant les investissements nécessaires aux fins d'augmenter ses capacités de production.

5.4.2.2. Pas d'incitation à verrouiller l'accès des concurrents de New NP à EDF

(388) L'incitation à verrouiller le marché dépend du niveau de rentabilité qui en résulte. A cet égard, la Partie Notifiante a soumis à la Commission un modèle économique destiné à démontrer l'absence d'incitation économique à verrouiller l'accès à EDF pour la fourniture d'AC REP. Ce modèle considère, d'une part, le gain que pourrait retirer l'entité fusionnée d'une telle stratégie, et d'autre part les coûts associés à une telle stratégie. Il considère également l'incitation économique à la mise en place d'une stratégie de verrouillage dans deux hypothèses: soit avant [Confidentiel (échéance de l'accord)], c'est-à-dire pendant la période couverte par le contrat de fourniture décrit ci-dessus, soit après [Confidentiel (échéance de l'accord)], c'est-à-dire à l'expiration du contrat liant Westinghouse et EDF. Le modèle économique présenté par la Partie Notifiante considère aussi de manière indifférenciée les volumes livrés par Westinghouse et ENUSA. L'analyse de ce modèle et les conclusions qu'en tire la Commission concernent donc aussi bien Westinghouse qu'ENUSA.

(389) D'une part, le gain d'une stratégie de verrouillage découlerait de l'internalisation de la marge réalisée par New NP sur les AC livrés à EDF. L'amplitude du gain associé à l'internalisation de la marge de New NP dépendra de la part que détiendra au final EDF au capital de New NP. En outre, en cas de verrouillage, New NP devrait augmenter le volume fourni à EDF et en conséquence augmenter ses capacités de production comme expliqué ci-dessus. Le modèle présenté par les Parties déduit donc du gain associé à l'internalisation de la marge de New NP, les coûts associés aux investissements nécessaires pour servir la demande d'EDF suite à un potentiel verrouillage.

(390) D'autre part, les coûts quantifiables d'une stratégie de verrouillage envisagés par les Parties dans leur calcul de rentabilité incluent: (i) le différentiel de coût d'approvisionnement, [Confidentiel] (de l'ordre de [Confidentiel] selon les années) ; (ii) le coût de non-diversification, dû au passage de deux fournisseurs d'AC à un fournisseur unique; et (iii) avant [Confidentiel (échéance de l'accord)], le coût de l'éventuelle rupture du contrat de fourniture liant Westinghouse à EDF. Le coût de non-diversification est lié à la perte pour l'entité fusionnée d'un fournisseur alternatif d'AC. La diversification des fournisseurs permet en effet un meilleur dimensionnement des stocks. En cas de défaut ou retard chez un des fournisseurs, EDF a la possibilité de faire appel au fournisseur alternatif. Pour la prise en compte de cette perte en cas de verrouillage de Westinghouse, le modèle économique présenté reprend le modèle interne d'EDF destiné à calculer le dimensionnement du stock et reposant sur des probabilités d'incident et de défaut estimées propres à New NP et Westinghouse. Etant donné que le contrat d'approvisionnement liant EDF et Westinghouse [Confidentiel (conditions de rupture du contrat)], le modèle présenté par EDF estime que ces pénalités de rupture seront [Confidentiel (estimation des pénalités de rupture du contrat)] par Westinghouse.

(391) Par ailleurs, le modèle considère les incitations économiques en valeur présente nette, c'est-à-dire permettant de mesurer la rentabilité en 2017 d'une stratégie de verrouillage sur la période [Confidentiel (période)]. Outre les variances induites par le niveau de participation final d'EDF au capital de New NP pouvant fluctuer entre 51 et 75%, le modèle présenté par les Parties repose sur un certain nombre d'hypothèses. A la demande de la Commission, la Partie Notifiante a effectué des analyses de sensibilité en modifiant ces hypothèses, ce qui n'en change cependant pas les conclusions.

(392) Enfin, le modèle présenté à l'origine ne considérait pas le gain potentiel provenant du transfert d'une partie de la demande des opérateurs de réacteurs nucléaires tiers suite à un verrouillage de la clientèle par l'entité fusionnée. Ce gain potentiel ainsi que son impact sur l'incitation à verrouiller la clientèle ont néanmoins été pris en compte par la Commission et sont analysés au paragraphe (d) de la présente section.

(a) Manque d'incitation économique à verrouiller l'accès des concurrents de New NP à la clientèle avant [Confidentiel (échéance de l'accord)]

(393) Le modèle économique présenté par les Parties démontre l'absence d'incitation de l'entité fusionnée à verrouiller l'accès à EDF pour la fourniture d'AC avant [Confidentiel (échéance de l'accord)]. Deux cas de figures sont envisagés: (i) un verrouillage partiel avec réallocation de [Confidentiel]t d'AC de Westinghouse vers New NP, et (ii) un verrouillage complet avec réallocation de l'intégralité du volume fourni par Westinghouse à EDF vers New NP.

(394) Le premier cas de figure respecte le contrat de fourniture actuel et permet à EDF de conserver Westinghouse comme fournisseur d'AC. Seul le différentiel de coûts d'approvisionnement est donc pris en compte dans le calcul de la rentabilité de cette stratégie. Dans ce scénario, le modèle présenté indique que l'entité fusionnée [Confidentiel (effet du différentiel de coûts d'approvisionnement)]. En tout état de cause, une telle réallocation resterait dans le cadre du contrat actuel et n'affecterait pas la viabilité de l'usine de Västerås.

(395) Le deuxième cas de figure implique une violation du contrat liant EDF et Westinghouse et fait de New NP le seul fournisseur d'AC REP d'EDF. L'ensemble du volume fourni par Westinghouse à EDF serait dans ce cas réalloué à New NP. L'entité fusionnée serait donc exposée à un risque accru dû à une non-diversification ainsi qu'à des pénalités de rupture de contrat.

(396) Comme exposé dans la note économique accompagnant le modèle présenté par les Parties, "?l?a diversification offre en effet à EDF une protection contre (i) la défaillance de l'outil industriel d'un fournisseur et (ii) le risque de non-conformité des AC d'un fournisseur pouvant résulter d'un problème dans la conception ou le processus de fabrication et qui pourrait affecter l'ensemble d'un palier ou des sites de production d'EDF". Le coût des AC représentant une part mineure dans le prix final de l'électricité nucléaire sur le marché aval de la production et de vente en gros d'électricité, une modification du prix d'achat des assemblages ne pourrait modifier de manière substantielle ce prix final. Néanmoins, il s'agit d'un intrant stratégique car un défaut de fonctionnement ou un retard de livraison peuvent conduire à l'arrêt temporaire des réacteurs opérés par EDF, pour une perte estimée par EDF entre EUR [Confidentiel] par jour par réacteur.

(397) Afin de se couvrir par rapport à ce risque, EDF dimensionne son stock en attribuant des probabilités aux risques d'incident et de retard de livraison, différentes pour New NP et Westinghouse, et en calculant par la suite les probabilités jointes d'incident et/ou de retard. L'utilisation de deux fournisseurs pour une majorité des réacteurs REP en France permet de recourir à un fournisseur alternatif en cas d'incident ou de retard et permet donc à EDF de maintenir un stock minimal tout se couvrant par rapport aux risques mentionnés ci-dessus. Le passage à un fournisseur exclusif, comme envisagé dans le cas d'un verrouillage complet, conduit par conséquent à une augmentation du stock nécessaire pour la couverture du même risque et ainsi à une augmentation du coût de portage du stock d'AC. En 2016, EDF dimensionnait ses stocks d'ACs [Confidentiel (dimensionnement des stocks d'AC d'EDF)] en se couvrant pour [Confidentiel (dimensionnement des stocks d'AC d'EDF)] de livraison. Le modèle présenté par les Parties montre que le passage à un seul fournisseur a pour effet d'augmenter la taille du stock nécessaire pour [Confidentiel (dimensionnement des stocks d'AC d'EDF)] de couverture, en passant de [Confidentiel (nombre de recharges)] à [Confidentiel (nombre de recharges)] et [Confidentiel (nombre de recharges)] à [Confidentiel (nombre de recharges)]. Selon EDF, ce stock d'[Confidentiel (dimensionnement des stocks d'AC d'EDF)] permet de couvrir le risque d'un arrêt de plus de [Confidentiel (dimensionnement des stocks d'AC d'EDF)]. Le passage à un seul fournisseur [Confidentiel] et obligerait EDF à se couvrir pour [Confidentiel (dimensionnement des stocks d'AC d'EDF)] de livraison au lieu [Confidentiel (dimensionnement des stocks d'AC d'EDF)], [Confidentiel (nombre de recharges)] la taille du stock nécessaire, c'est-à-dire [Confidentiel (nombre de recharges)] et [Confidentiel (nombre de recharges)].

(398) Outre ce coût supplémentaire évalué à EUR [Confidentiel] millions, les Parties estiment la différence de coût d'approvisionnement à EUR [Confidentiel] millions et les pénalités de rupture de contrat à EUR [Confidentiel] millions. Le gain maximal, dérivant des hypothèses présentées n'atteindrait, selon la Partie Notifiante, que EUR [Confidentiel] millions en valeur présente nette. Au terme de l'analyse, le bénéfice net d'une stratégie de verrouillage mise en place avant [Confidentiel (échéance de l'accord)], c'est-à-dire le gain potentiel moins les coûts supplémentaires, serait négatif. En conséquence, selon la Partie Notifiante, l'entité fusionnée n'aurait pas d'incitation à mettre en place une stratégie de verrouillage partiel ou total de l'accès à la clientèle sur le marché de la fourniture d'AC avant [Confidentiel (échéance de l'accord)].

(b) Manque d'incitation économique à verrouiller l'accès des concurrents de New NP à la clientèle après [Confidentiel (échéance de l'accord)]

(399) Une stratégie de verrouillage de la clientèle mise en place après [Confidentiel (échéance de l'accord)] se déroulerait hors du cadre contractuel actuel entre Westinghouse et EDF.

(400) A titre liminaire, la Commission note que la durée du contrat de fourniture d'AC liant Westinghouse et EDF est [Confidentiel] longue au regard des durées standards dans l'industrie. Un potentiel verrouillage de la clientèle qui se déroulerait après [Confidentiel (échéance de l'accord)] aurait donc lieu à un horizon relativement long par rapport au temps du marché des AC REP. En outre, le marché des AC REP dans l'EEE aura évolué d'ici [Confidentiel (échéance de l'accord)] du fait de la fermeture d'une partie des réacteurs REP actuellement en service.

(401) La Commission a demandé aux Parties d'estimer l'incitation économique à baisser le volume commandé à Westinghouse de [Confidentiel] ou [Confidentiel]t/an après [Confidentiel (échéance de l'accord)]. Ces estimations donnent lieu à un bénéfice net négatif ou faiblement positif. Néanmoins, du fait des changements structurels du secteur à l'horizon envisagé, il est difficile de déterminer un volume à partir duquel un verrouillage effectif de Westinghouse aurait lieu.

(402) La Commission considère donc que ces estimations sont peu informatives et ne considère par conséquent que le cas de figure extrême d'une réallocation complète du volume actuellement fourni par Westinghouse à EDF. Une telle réallocation complète du volume d'AC actuellement fourni par Westinghouse à EDF vers New NP générerait un coût de non-diversification de EUR [Confidentiel]. Ce coût supplémentaire est dû à l'augmentation du stock nécessaire à la couverture du risque d'incident.

(403) En cas de verrouillage complet de Westinghouse, le différentiel de coût d'approvisionnement s'élèverait au final à EUR [Confidentiel] et le gain maximal s'élèverait dans ce cas de figure à EUR [Confidentiel]. Au terme de l'analyse, le bénéfice net d'une stratégie de verrouillage mise en place après [Confidentiel (échéance de l'accord)] serait négatif. Les Parties soumettent dès lors que l'entité fusionnée n'aurait pas d'incitation à mettre en place une stratégie de verrouillage de l'accès à la clientèle sur les marchés de la fourniture d'AC après [Confidentiel (échéance de l'accord)].

(c) Facteurs non-quantifiés contribuant à l'absence d'incitation

(404) La Partie Notifiante soutient que le maintien de Westinghouse comme fournisseur d'AC REP et donc de la diversification de ses fournisseurs d'AC répond à un impératif industriel majeur. En effet, cette diversification lui permet non seulement de réduire ses coûts mais surtout de limiter les risques liés à une potentielle défaillance industrielle de l'un de ses fournisseurs, qui mettrait en péril sa production d'électricité, ainsi que d'améliorer la sûreté et la performance de ses réacteurs.

(405) Comme indiqué précédemment, le différentiel de prix [Confidentiel] entre les AC REP de New NP et de Westinghouse a été pris en compte dans le modèle économique soumis au soutien de l'absence d'incitation financière à un verrouillage de l'accès à EDF en tant que client d'AC REP. En ce qui concerne la sûreté et la performance des réacteurs, EDF a également fourni une série d'exemples concrets illustrant le type d'améliorations techniques susceptibles de résulter de l'échange d'expériences et de l'émulation entre fournisseurs, ainsi que du recours à des cœurs mixtes composés d'AC fournis par New NP et par Westinghouse. TVO a également souligné l'importance de la qualité des AC pour la performance et la rentabilité des réacteurs.

(406) Cependant, c'est la sécurité d'approvisionnement qui semble constituer la variable la plus significative justifiant la nécessité pour EDF de diversifier ses sources d'approvisionnement en AC. En tant qu'exploitant du plus grand parc de réacteurs nucléaires de l'EEE et du monde, EDF est particulièrement exposée aux risques de: (i) non-conformité des AC ne permettant pas leur chargement en réacteur sans justification de sûreté spécifique ou sans réparation, ou qui conduirait à leur mise au rebut; et (ii) défaillance de l'outil industriel d'un fournisseur, en particulier pour la fabrication d'AC mais également pour les composants entrant dans leur fabrication pour lesquels les fournisseurs ne disposent souvent pas d'usine de substitution. Or, la diversification de l'approvisionnement en AC permet à EDF de se prémunir contre ces risques de façon efficiente, notamment en lui permettant de faire face à des défaillance techniques par le biais d'une réaffectation du flux des recharges en cours de fabrication, mais également en répartissant les risques de défaillance entre plusieurs usines et plusieurs "supply chains" indépendantes, ce que ne permettrait pas un recours exclusif à New NP. A cet égard, EDF a également apporté des éléments concrets au soutien de l'existence au sein de son groupe d'une politique de diversification active [Confidentiel (stratégie d'achat)]. Au final les risques encourus par EDF doivent être rapprochés des pertes liées à l'arrêt d'un réacteur nucléaire, estimées entre EUR [Confidentiel] par jour.

(407) Enfin, l'enquête de marché a permis de corroborer la teneur des arguments d'EDF. L'ensemble des fournisseurs d'AC ayant indiqué disposer des connaissances nécessaires, en ce compris Westinghouse et ENUSA, ont confirmé que la plupart des exploitants de centrales nucléaires - à tout le moins ceux opérant plusieurs centrales et/ou disposant de réacteurs de technologies différentes - recouraient à une diversification de leurs sources d'approvisionnement en AC pour des raisons tenant à la sécurité d'approvisionnement, à la performance des AC et à la possibilité de bénéficier d'une concurrence sur les prix. L'enquête de marché a également permis d'établir que la majorité des opérateurs de centrales nucléaires de type REO recouraient bel et bien à des stratégies de diversification de leurs fournisseurs d'AC pour des raisons de concurrence sur les prix, d'expertise technique et de sécurité d'approvisionnement.

(d) Gains additionnels liés au transfert de la demande tierce à l'entité fusionnée

(408) Le modèle initial présenté par la Partie Notifiante ne prenait pas en compte le potentiel gain résultant de l'augmentation de la demande d'électriciens tiers auprès de l'entité fusionnée suite à la mise en place d'une stratégie de verrouillage. A la demande de la Commission, EDF a soumis une version révisée de son modèle prenant en compte ce gain potentiel.

(409) Afin d'estimer l'impact du gain additionnel lié au transfert de la demande tierce à l'entité fusionnée suite à un verrouillage de la clientèle, la Commission a pris comme hypothèse le gain de la moitié de cette demande post-[Confidentiel (échéance de l'accord)] par l'entité fusionnée, combinée à une augmentation du prix de [<30]% des assemblages vendus par New NP à ces électriciens tiers.

(410) Sur cette base, et du fait de l'importance des pénalités de rupture de contrat, une stratégie de verrouillage de la clientèle mise en place avant [Confidentiel (échéance de l'accord)] n'est pas profitable même en considérant le gain potentiel auprès d'électriciens tiers.

(411) Après [Confidentiel (échéance de l'accord)], la demande potentielle d'électriciens tiers pour des ACs REP dans l'EEE sera faible du fait de la fermeture anticipée de 14 des 25 réacteurs REP en opération dans l'EEE d'ici [Confidentiel]. En revanche, la concurrence pour la demande en AC des électriciens tiers sera forte car la majorité de la demande, représentée par EDF, ne sera pas contestable et la demande des électriciens tiers aura diminué du fait de la fermeture de nombreuses centrales REP. Les hypothèses définies pour l'analyse du gain additionnel sont par conséquent extrêmes, la probabilité que New NP gagne la moitié de la demande contestable et puisse augmenter ses prix de [<30]% étant très faible.

(412) Le modèle augmenté présenté par la Partie Notifiante indique que dans ce scenario post-[Confidentiel (échéance de l'accord)], l'entité fusionnée générerait un gain maximal de EUR [Confidentiel] millions calculé sur la période [Confidentiel (période)] et rapporté en valeur présente nette à 2017. Ce gain estimé sur la base d'hypothèses extrêmes est faible au regard du bénéfice stratégique dont l'entité fusionnée bénéficie en recourant à plusieurs fournisseurs d'AC et ne constitue pas, selon la Commission, une preuve suffisante permettant de former des doutes sérieux quant à l'incitation de l'entité fusionnée à mettre en place une stratégie de verrouillage de la clientèle.

(e) Conclusion intermédiaire sur l'incitation à verrouiller l'accès des concurrents de New NP à EDF

(413) Au regard des éléments quantifiés et non-quantifiés présentés ci-dessus, en particulier de l'analyse du modèle présenté par la Partie Notifiante et des analyses de sensibilité effectuées, la Commission conclut à l'absence d'incitation de l'entité fusionnée à mettre en place une stratégie de verrouillage de l'accès à EDF comme acheteur d'AC REP.

5.4.2.3. Impact global incertain sur la concurrence effective

(414) Les effets d'une stratégie de verrouillage de la clientèle sur la concurrence effective sont difficiles à estimer du fait des évolutions structurelles importantes que l'industrie nucléaire dans l'EEE va subir à moyen terme.

(415) L'entrée de TVEL comme fournisseur d'assemblages REP dans l'EEE peut modifier la structure de la concurrence. TVEL a été récemment qualifiée pour la fourniture d'AC REP à Vattenfall en Suède. En outre, TVEL a annoncé vouloir conquérir une part significative du marché d'ici 2025.

(416) Le groupe GNF/GENUSA qui fabrique actuellement des AC REB a indiqué dans ses échanges avec la Commission avoir publiquement annoncé son intention de commencer à produite et commercialiser des ACs REP. GE, la société mère de GNF va en effet s'associer à TVEL pour la fourniture d'assemblages REP aux Etats-Unis et considère possible une future entrée sur le marché EEE même si elle n'a pas encore de projet concret en ce sens.

(417) L'horizon long et la protection contractuelle dont bénéficie Westinghouse jusque [Confidentiel (échéance de l'accord)] pourraient aussi lui permettre d'adapter d'ici-là son outil et ses coûts de production afin de rester compétitif. A ce titre, il convient de rappeler que Westinghouse a actuellement la capacité de fournir des AC REP à EDF [Confidentiel]. En outre, [Confidentiel]. [Confidentiel], [Confidentiel].

(418) Enfin, compte tenu de l'importance des critères de sécurité d'approvisionnement et de sûreté pour les opérateurs de réacteurs nucléaires, il ne peut être exclu que ces derniers développent des stratégies de soutien à Westinghouse destinées à assurer la permanence de son activité de fourniture d'AC et de services associés, ainsi que la disponibilité de son expérience et de son expertise technique en la matière.

(419) En tout état de cause, la Commission considère qu'il n'est pas nécessaire d'estimer l'impact global d'une stratégie de verrouillage d'accès à EDF pour la fourniture d'AC REP du fait de l'absence d'incitation de l'entité fusionnée à mettre en place une telle stratégie, ainsi que du fait de sa capacité limitée avant [Confidentiel (échéance de l'accord)].

5.4.2.4. Conclusion sur le risque de verrouillage de l'accès à EDF

(420) Au regard de ce qui précède, la Commission conclut donc que l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur au titre d'un possible risque de verrouillage de l'accès à EDF en tant que client d'AC REP et services associés.

5.4.3. Risque d'échange d'informations commerciales sensibles

(421) Comme déjà précisé dans la Section 5.2.3, les concentrations verticales peuvent avoir pour conséquence de mettre l'entité issue de la concentration en mesure d'accéder à des informations commerciales sensibles concernant les activités de concurrents situés en amont et/ou en aval, avec pour effet potentiel de diminuer la concurrence au détriment des consommateurs. En passant sous le contrôle d'EDF, New NP pourrait en théorie obtenir des informations sensibles sur ses concurrents amont qui fournissent aussi EDF. En s'intégrant avec New NP, EDF pourrait également avoir accès à des informations sensibles sur ses concurrents avals qui se fournissent chez New NP. Westinghouse a fait part d'une crainte concernant la première possibilité, soit le risque de communication à New NP d'informations sensibles de nature commerciale et/ou technique obtenues par EDF en tant que client d'AC de Westinghouse.

(422) Comme indiqué précédemment, Westinghouse fournit EDF en AC REP dans le cadre d'un contrat de fourniture en cours jusqu'en [Confidentiel (échéance de l'accord)]. Indépendamment de la confidentialité accordée par EDF aux informations que lui communiquent ses fournisseurs en vertu de son manuel Fondamentaux des Achats, ce contrat contient une disposition réglementant la communication et l'utilisation d'informations techniques, commerciales ou autres, reçues ou acquises pendant la période de négociation et de validité dudit contrat. [Accord confidentiel]. [Accord confidentiel]. [Accord confidentiel], [Accord confidentiel].

(423) De façon générale, EDF défend également que le maintien de la confidentialité des informations échangées est, compte tenu de la nature des produits considérés, tout à fait essentielle pour les parties et EDF en particulier. En outre, EDF serait exposée à des dommages et intérêts importants en cas de violation de son obligation de confidentialité vis-à-vis de Westinghouse, et engagerait très sérieusement sa réputation. A la lumière des considérations non-quantifiées discutées à la section 5.4.2.2(c), il n'est pas non plus évident qu'EDF ait une véritable incitation commerciale et industrielle à violer ses obligations de confidentialité vis-à-vis de Westinghouse afin de désavantager cette dernière et risquer de mettre en danger leur relation.

(424) Au regard de ce qui précède, la Commission estime que l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur au titre d'un possible effet anticoncurrentiel qui résulterait de la communication par EDF à New NP d'informations sensibles relatives aux AC fournis par Westinghouse. [Confidentiel], la Commission note également que, dans le cas présent, Westinghouse apparaît avoir la capacité et l'expérience de (re-)négocier contractuellement la protection de la confidentialité des informations commerciales et techniques la concernant, en ce compris dans le cadre de ses interactions avec des acteurs du secteur nucléaire intégrés verticalement comme, par exemple, l'opérateur coréen Kepco.

(425) Pour le reste, EDF a pris une série de dispositions afin d'éviter tout accès à des données sensibles sur ses propres concurrents via New NP. C'est notamment le cas par le biais de dispositions spécifiques du pacte d'actionnaires régissant la gouvernance de New NP, en vertu desquelles les actionnaires de New NP ne pourront avoir accès à ou connaissance de toute information sensible de New NP susceptible d'influencer leur stratégies ou leur comportement sur le marché. Ces dispositions portent en particulier sur les informations commercialement sensibles dont New NP pourraient disposer concernant ses clients qui seraient en concurrence avec EDF. Or, comme indiqué précédemment, les exploitants de centrales nucléaires qui se fournissent en AC auprès de New NP ne sont pas en concurrence directe ou significative avec EDF. En outre, la part succincte du prix des AC dans les coûts de production de l'électricité nucléaire tempère la sensibilité pour EDF de toute information commerciale concernant le prix des AC fournis par New NP à d'autres électriciens. Enfin, la divulgation éventuelle à EDF d'informations sensibles sur d'autres opérateurs de réacteurs nucléaires exposerait New NP à la perte desdits opérateurs en tant que clients.

(426) En conséquence, la Commission considère que l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur au titre d'un possible effet anticoncurrentiel qui résulterait de la communication par New NP à EDF d'informations sensibles relatives aux AC fournis par New NP à d'autres opérateurs de réacteurs nucléaires.

5.5. Marché de la production et vente en gros d'électricité

(427) Comme indiqué ci-dessus, New NP n'est pas active sur les marchés de la production et vente en gros d'électricité, quel que soit le marché national (ou régional) retenu et, en conséquence, New NP et le EDF ne sont pas concurrents sur ces marchés. L'Opération n'est donc, par définition, pas de nature à soulever de problèmes horizontaux de concurrence.

(428) Le Tableau 5 ci-dessous résume la présence du Groupe EDF sur les marchés nationaux de la production et de la vente en gros d'électricité au sein de l'EEE disposant de capacités nucléaires, où d'éventuelles problématiques verticales pourraient éventuellement se poser.

Pays disposant de capacité nucléaire au sein de l'EEE Nombres de réacteurs opérationnels au 31 décembre 2015 Présence du Groupe EDF sur le marché de la production et de la vente en gros d'électricité Part de marché du Groupe EDF en 2015

<emplacement tableau>

(429) Toutefois, la Commission a déjà conclu dans les sections précédentes correspondant à chacun des marchés amont affectés que l'Opération ne pourrait pas conduire à des effets verticaux restrictifs de la concurrence.

(430) Premièrement, pour chacun des marchés en amont tels que définis dans les sections précédentes de la présente décision, ainsi que chacun des marchés nationaux de la production et vente en gros d'électricité en aval, l'Opération ne peut, tant en termes de capacité que d'incitation du nouvel ensemble, résulter en un verrouillage des intrants au détriment des autres opérateurs de centrales nucléaires qu'EDF.

(431) Deuxièmement, EDF n'a, sur aucun des deux marchés nationaux de la production et de la vente en gros d'électricité sur lesquels il est actif (notamment) comme opérateur nucléaire (i.e. la France et le Royaume-Uni), ni la capacité ni les incitations à mettre en œuvre, au détriment des concurrents de New NP, une quelconque stratégie de verrouillage de l'accès à EDF comme client acheteur.

(432) Au regard de l'ensemble des éléments qui précèdent, ainsi que des informations qui lui sont disponibles, la Commission conclut que l'Opération n'aura pas d'effet significatif sur la concurrence sur le marché de la production et vente en gros d'électricité. L'Opération ne soulève donc pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur sur ce marché.

6. CONCLUSION

(433) La Commission européenne a décidé, pour les raisons exposées ci-dessus, de ne pas s'opposer à l'opération notifiée et de la déclarer compatible avec le marché intérieur et avec l'accord EEE. La présente décision est prise sur la base de l'article 6, paragraphe 1, point b), du règlement sur les concentrations et de l'article 57 de l'accord EEE.

NOTES

1 JO L 24 du 29.1.2004, p. 1 (le "règlement sur les concentrations"). Applicable à compter du 1er décembre 2009, le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne ("TFUE") a introduit divers changements, parmi lesquels le remplacement des termes "Communauté" par "Union" et "marché commun" par "marché intérieur". Les termes du TFUE seront utilisés dans cette décision.

2 JO L 1 du 3.1.1994, p. 3 (l'"accord EEE").

3 Publication au Journal officiel de l'Union européenne n°C 130 du 25.04.2017, p. 2.

4 A ce titre, ont en particulier été apportés à la Nouvelle Areva les titres du capital d'Areva Mines et d'Areva NC, anciennes filiales d'Areva SA.

5 Au titre de la décision de la Commission du 10 janvier 2017, les autorités françaises se sont engagées à ce que qu'Areva SA n'exerce d'autre activité que celles spécifiquement prévues dans le plan de restructuration notifié à la Commission.

6 Le Contrat de cession fait à la suite des protocoles d'accord signés entre EDF et Areva le 28 juillet et le 30 juillet 2015.

7 [Accord confidentiel].

8 [Accord confidentiel].

9 [Confidentiel (description de la gouvernance de New NP)].

10 Considérant 22 du règlement sur les concentrations.

11 Communication juridictionnelle codifiée de la Commission concernant le règlement sur les concentrations, 2009/C 43/09.

12 Aff. COMP/M.5549 - EDF/Segebel, paragraphes 89-99 et Aff. COMP/M.4180 - GDF/Suez, paragraphes 452-460.

13 Voir le document interne d'EDF, Annexe 68, Vision industrielle sur les fournisseurs stratégiques d'EDF, 10.02.2014, page 14, [Confidentiel (principaux litiges opposant EDF et Areva)].

14 Le Code révisé de gouvernement d'entreprise des sociétés cotées AFEP-MEDEF du 24 novembre 2016 (le Code AFEP-MEDEF) contient notamment des recommandations quant à la composition du conseil d'administration destinée à assurer une gouvernance efficace, dans l'intérêt de l'entreprise et de l'ensemble de ses actionnaires. A noter que le règlement intérieur du Conseil d'administration d'EDF est régulièrement mis à jour, notamment pour tenir compte des évolutions du code AFEP-MEDEF.

15 Dispositions et définition prévues à l'article 8.2 du Code AFEP-MEDEF. A ce jour, le Conseil d'administration d'EDF comprend un total de 5 administrateurs indépendants, soit une proportion d'indépendants de 41,67 %, supérieure aux recommandations du Code AFEP-MEDEF.

16 Voir Annexe 104, Lettre de mission du groupe de travail, 13.04.2015; Annexe 105, Analyse du groupe de travail des administrateurs indépendants au vue de la signature par EDF du contrat.

17 Voir Annexe 34, procès-verbal de la réunion du Conseil d'administration n°784 du 08.04.2015 (extrait).

18 Le règlement intérieur du Conseil d'administration d'EDF rappelle que ses membres sont soumis à des obligations telles que: agir dans l'intérêt social de la société, faire part au Conseil de toute situation de conflit d'intérêts et s'abstenir de participer aux débats et au vote de toute délibération pour laquelle une situation de conflit d'intérêts existerait, et encore respecter l'obligation de confidentialité et se conformer au code de déontologie boursière d'EDF, cf. Document de référence 2015 d'EDF, p. 226 et l'article 12.II règlement intérieur du Conseil d'administration d'EDF.

19 Chiffre d'affaires calculé conformément à l'article 5 du règlement sur les concentrations.

20 Aff. COMP/M.4839 - Areva NP/MHI/ATMEA, paragraphe 13; Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse, paragraphe 13; Aff. COMP/M.1940 - Framatome/Siemens/Cogéma/JV, paragraphe 107.

21 Formulaire CO, paragraphe 271.

22 Cf. réponses aux questions 4 et 4.1 du questionnaire Q4-fournisseurs d'îlots nucléaires et aux questions 30 et 30.1 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

23 Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse, paragraphes 13-14.

24 L'IN englobe notamment le NSSS, les circuits auxiliaires, de secours et de sauvegarde, le solde de l'IN et les installations de génie civil. L'IC n'est pas spécifique aux centrales nucléaires, mais est semblable aux centrales électriques classiques et se compose notamment de la turbine, de l'alternateur et du condensateur.

25 Aff. COMP/M.4839 - Areva NP/MHI/ATMEA, paragraphe 14; Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse, paragraphe 19; Aff. COMP/M.1940 - Framatome/Siemens/Cogéma/JV, paragraphe 107.

26 Formulaire CO, paragraphe 278.

27 A ce titre, plusieurs exemples attestent de la mise en concurrence de technologies de réacteurs pour un même appel d'offre: (i) TVO, qui exploite actuellement deux REB, exploitera prochainement également un réacteur REP (OL3); (ii) l'exploitant indien NPCIL exploite quant à lui d'ores et déjà plusieurs réacteurs REP et REB et (iii) au Royaume-Uni par exemple, EDF Energy exploite quatorze réacteurs de type RAG (Advanced Gas-cooled Reactor) et un réacteur de type REP (cf. Formulaire CO, paragraphe 279).

28 Le dernier appel d'offre a ainsi démontré une mise en concurrence d'un nombre suffisant de fournisseurs d'IN, Polska Grupa Energetyczna SA ("PGE"), ayant présélectionné cinq candidats EDF/New NP, GE-Hitachi, Westinghouse, Kepco et SNC-Lavalin Nuclear pour son projet de centrale nucléaire en Pologne.

29 Cf. réponses à la question 7.1 du questionnaire Q4-concurrents îlots nucléaires.

30 Formulaire CO, paragraphe 281, Plusieurs exemples: (i) New NP, en parallèle de son réacteur REP, a également développé le "basic design" d'un réacteur de type REB. A un stade de R&D, New NP participe également au développement d'un projet de démonstrateur de réacteur à neutrons rapides (projet Astrid); (ii) Toshiba, producteur de réacteur REB, est également actif, via Westinghouse, en matière de construction de réacteurs REP; (iii) MHI fournit des réacteurs REP et développe des réacteurs à neutrons rapides; (iv) Rosatom fournit des réacteurs REP de type VVER, des réacteurs à neutrons rapides et est également, historiquement, le fournisseur des réacteurs RBMK; (iv) Kepco propose des réacteurs REP et développe parallèlement des réacteurs à neutrons rapides, et (v) les fournisseurs chinois fournissent des REP et cherchent à développer des réacteurs à neutrons rapides et des réacteurs à haute température (HTR).

31 Aff. COMP/M.4839 - Areva NP/MHI/ATMEA, paragraphe 16.

32 Formulaire, paragraphe 286.

33 Cf. réponses à la question 8 du questionnaire Q4-fournisseurs d'îlots nucléaires et à la question 33 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires. Ainsi, MHI note que dans le cas de REP, la puissance du réacteur peut être ajustée. Westinghouse considère que le marché est homogène en termes de puissance du réacteur.

34 Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse, paragraphes 20-22.

35 Plusieurs exemples: (i) l'appel d'offres lancé par TVO dans le cadre du projet OL4 avait donné lieu à des manifestations d'intérêt de fournisseurs de réacteurs de générations III, i.e. le réacteur APR-1400 de KEPCO, et des fournisseurs de réacteurs de génération III+, que sont les réacteurs ABWR de Toshiba- Westinghouse, l'EPR d'ANP, l'ESBWR de GE-Hitachi et l'EU-APWR de MHI, et (ii) aux Emirats Arabes Unis, dans le cadre de l'appel d'offres lancé par ENEC en 2008-2009, le projet a été attribué à KEPCO pour la fourniture du réacteur de génération III APR- 1400, qui était en compétition avec les réacteurs de génération III+ EPR (ANP) et ABWR.

36 Cf. réponses à la question 9 du questionnaire Q4-fournisseurs d'îlots nucléaires. Pour une information complète, les fournisseurs d'IN ayant participé à l'enquête de marché estiment que les Générations III et III+ sont en concurrence et appartiennent à un même marché. Ils notent que si les réacteurs de Génération IV ne sont pas encore installés (2030), l'offre évolue vers cette nouvelle technologie. De plus, le Generation IV International Forum, a identifié les générations de réacteurs selon les délais dans lesquels ils ont été introduits plutôt que par référence aux caractéristiques techniques de ces générations de réacteurs (https://www.gen-4.org/gif/jcms/c_9260/public).

37 Aff. COMP/M.7850 - EDF/CGN/NNB Group of Companies, paragraphes 63-64. Aff. COMP/M.4839 - Areva NP/MHI/ATMEA, paragraphes 18 et suivants.

38 Formulaire CO, paragraphe 328.

39 Plusieurs exemples : (i) New NP participe à la construction des réacteurs Taishan 1 et 2 en Chine, (ii) GE a fourni des IN en Allemagne, en Italie, aux Pays-Bas, en Espagne, et (iii) en Inde, [Confidentiel].

40 Formulaire CO, paragraphe 335.

41 Formulaire CO, paragraphe 338 et note de bas de page 122, la Partie Notifiante observe qu'en Corée du Sud, six réacteurs ont été fournis par Westinghouse, deux par New NP, un par Atomic Energy of Canada et trois par un partenariat entre AECL/Doosan. De même, au Japon, deux réacteurs ont été fournis par GE et un autre est en cours de construction par GE - Hitachi. Toutefois, le Canada semble ne s'être approvisionné qu'auprès de Candu pour la construction d'IN et la France ne possède que des réacteurs fournis par New NP.

42 Formulaire CO, paragraphe 343: "des régimes spécifiques de sanctions financières et économiques (type embargo) peuvent concerner tel ou tel pays, [...] [ils] sont évolutifs en fonction des circonstances politiques et peuvent être abolis, comme ce fut le cas pour l'essentiel du régime des interdictions concernant l'Iran depuis le 16 Janvier 2016." La Partie Notifiante fournit une analyse des pays pour lesquels une restriction à l'export du type embargo pourrait avoir des conséquences et estime que seule la Corée du Nord serait réellement concernée.

43 Formulaire CO, paragraphe 343: "le caractère souvent temporaire de ces régimes de sanctions n'est pas nécessairement susceptible de modifier durablement les conditions des marchés concernés par ces sanctions".

44 Cf. réponses aux questions 34 et 34.1 du questionnaire Q1- opérateurs de centrales nucléaires.

45 Cf. réponses à la question 35 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

46 Cf. réponses à la question 13 du questionnaire Q4-fournisseurs d'îlots nucléaires.

47 Cf. réponses à la question 14 du questionnaire Q4-fournisseurs d'îlots nucléaires.

48 Cf. réponses aux questions 15 et 15.1 du questionnaire Q4-fournisseurs d'îlots nucléaires.

49 Formulaire CO, paragraphe 1032 et suivants.

50 Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse, paragraphes 25-29. L'existence d'un possible marché du "engineering and field services for operating power plants" avait en outre déjà été esquissée dans une décision encore antérieure (Aff. M.773 - Westinghouse/Equipos Nucleares). Dans la décision Aff. COMP/M.7850 - EDF/CGN/NNB Group of Companies, la Commission a mentionné un marché des services et équipements aux IN existants en se référant à la décision M.4153 (paras 53 et 67).

51 Aff. COMP/M.4153 - Toshiba / Westinghouse, paragraphe 26. Inversement, dans le cas présent, New NP est uniquement active en matière de services à la base installée à destination de l'îlot nucléaire et n'est pas active en matière de services à destination de l'îlot conventionnel.

52 Cf. réponses à la question 13 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires et à la question 3 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

53 Formulaire CO, paragraphe 236.

54 Cf. réponses à la question 5 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

55 Cf. réponses à la question 15 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires et à la question 6 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

56 Cf. réponses à la question 14 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires et à la question 4 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

57 Cf. réponse non-confidentielle d'un fournisseur à la question 4 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

58 Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse paragraphe 27.

59 Aff. COMP/AT.39.736 - Siemens/Areva, paragraphes 20 et suivants.

60 Formulaire CO, paragraphes 1049 et suivants. La Partie Notifiante soumet de plus que ce marché ne devrait pas inclure les services de démantèlement de centrales nucléaires. Etant donné que les activités de démantèlement du Groupe Areva ne sont pas comprises dans le périmètre de l'Opération, et que par définition ces activités surviennent au terme de l'exploitation de la centrale en visant d'autres finalités que celles des services nucléaires, la Commission ne les évalue pas dans le cadre de cette Opération et ne considère dans la suite de cette décision que les services nucléaires à destination des NSSS en exploitation.

61 Formulaire CO, paragraphes 1051-1060.

62 Formulaire CO, paragraphes 1068-1070 et 1096. Selon les cas, un électricien peut souhaiter une prestation "intégrée", i.e. une prestation recouvrant dans un seul achat de sa part plusieurs types de services nucléaires (par exemple, une prestation intégrée couvrant à la fois les opérations "d'ouverture/fermeture de cuve", de "maintenance des pompes primaires" et de "contrôle des composants primaires"). A l'inverse, l'électricien peut préférer assurer lui-même la coordination de différents chantiers et conclut alors des contrats distincts pour chacune de ces prestations, qui sont alors achetées (et donc offertes par les fournisseurs, dont New NP) de façon "individualisée".

63 Formulaire CO, paragraphes 1061-1067.

64 Cf. réponses aux questions 17, 18 et 60 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires et aux questions 7, 9, 10, et 11 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

65 Formulaire CO, Annexes 84, 85 et 96.

66 Cf. réponses aux questions 1 et 2 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires et aux questions 1 et 2 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

67 Cf. réponses à la question 16 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires et à la question 8 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

68 Formulaire CO, paragraphe 1130. La Partie Notifiante ajoute que la conception initiale des réacteurs du parc français d'EDF postulait une durée de fonctionnement de 40 ans. Pour prolonger l'exploitation au-delà de 40 ans, trois aspects complémentaires doivent aujourd'hui être traités: (i) la réglementation française impose d'améliorer notamment les exigences de sûreté nucléaire en vue de la protection des intérêts protégés (santé et environnement) en tenant compte du retour d'expérience et des installations existantes, à l'occasion de réexamens périodiques décennaux; (ii) il convient de démontrer que les matériels irremplaçables peuvent continuer à être exploités en respectant les objectifs de sûreté; et (iii) il est enfin également nécessaire de mettre en œuvre un programme de maintenance complété par des opérations de changement de gros composants dont la durée de vie est inférieure à 40 ans.

69 Cf. réponses à la question 21 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires et à la question 15 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

70 Formulaire CO, Annexe 8.

71 Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse, paragraphe 29.

72 Formulaire CO, paragraphe 1072 et suivants.

73 Formulaire CO, paragraphe 1075 et réponses aux questions 1 et 2 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires et aux questions 1 et 2 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

74 Cf. réponses à la question 12 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

75 Cf. réponses à la question 19 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires et à la question 13 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

76 Cf. réponses non-confidentielles d'un opérateur à la question 19 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

77 Cf. réponse non-confidentielle de TVO à la question 20 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires et Observations non-confidentielles de TVO (Rapport NERA) en date du 27 février 2017.

78 L'EPR possède trois particularités par rapport aux modèles actuels de REP, à savoir (i) une plus grande redondance de ses systèmes de sûreté; (ii) une puissance accrue; et (iii) la présence d'un récupérateur de corium qui permet de recueillir le cœur du réacteur dans l'hypothèse d'une fusion accidentelle de celui-ci. Pour autant, sur la base d'éléments fournis par EDF, la Commission conclut que ces trois particularités ne semblent pas impliquer que certains ingénieurs ou salariés devraient disposer de compétences particulières qui seraient inaccessibles à des ingénieurs habitués à travailler sur des REP (cf. Formulaire CO, Annexe 136 et réponse d'EDF à la demande de renseignements 1 du 25 avril 2017).

79 Cf. réponses à la question 14 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

80 Cf. réponses à la question 22 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires et à la question 16 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

81 Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse, paragraphes 42-45.

82 Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse, paragraphe 44.

83 Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse paragraphe 43.

84 Cf. réponses à la question 17 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

85 Cf. réponses aux questions 23 et 24 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

86 Cf. réponses à la question 19 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires et à la question 25 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

87 Cf. réponses aux questions 20, 21 et 22 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires et 26 et 27 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

88 Cf. réponses à la question 18 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

89 Cf. réponses à la question 23 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires et à la question 28 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

90 Formulaire CO, paragraphe 759-760.

91 Formulaire CO, paragraphe 762.

92 Aff. COMP/M.7850 - EDF/CGN/NNB Group of Companies, paragraph 67; Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse, paragraphe 31; Aff. COMP/M.1940 - Framatome/Siemens/Cogéma/JV, paragraphe 106.

93 L'I&C de sécurité est principalement destiné à effectuer des tâches d'automation exigeant une fiabilité extrêmement élevée et une qualification nucléaire spéciale. Il comprend des fonctions automatiques pour la prévention et le contrôle des accidents en protégeant les réacteurs et l'activation des dispositifs de sauvegarde. L'I&C conventionnel englobe tous les équipements nécessaires au fonctionnement, à la surveillance, à l'automation, au contrôle et à l'archivage de l'îlot conventionnel.

94 Formulaire CO, paragraphe 778.

95 Cf. réponses aux questions 5 et 5.1 du questionnaire Q2-fournisseurs d'I&C et aux questions 40 et 40.1 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires. Les participants à l'enquête de marché ont, entre autre, évoqué que les deux systèmes d'I&C étaient différents concernant le savoir-faire requis, les logiciels utilisés, les procédures de certification, les classifications internationales applicables, etc. Globalement, les systèmes d'I&C conventionnels font face à des procédures moins strictes que les systèmes d'I&C de sécurité.

96 Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse, paragraphe 34; Aff. COMP/M.1940 - Framatome/Siemens/Cogéma/JV, paragraphe 36.

97 Formulaire CO, paragraphe 778.

98 Cf. réponses aux questions 6 et 6.1 du questionnaire Q2-fournisseurs d'I&C et questions 41 et 41.1 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

99 Cf. réponses aux questions 8 et 8.1 du questionnaire Q2-fournisseurs d'I&C.

100 Aff. COMP/M.1940 - Framatome/Siemens/Cogéma/JV, paragraphe 106.

101 Formulaire CO, paragraphe 783.

102 Formulaire CO, paragraphes 784-785.

103 Cf. réponses à la question 44 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

104 Cf. réponses à la question 44.1 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

105 Cf. réponses aux questions 46 et 46.1 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

106 Cf. réponses à la question 7 du questionnaire Q2 - Fournisseurs d'I&C.

107 Liste des systèmes d'I&C de sécurité replacés par New NP alors qu'elle n'était pas le fabricant d'origine du système: (i) le système d'I&C de sécurité fourni par ABB au réacteur REP chinois Quinshan 1, (ii) le système d'I&C de sécurité fourni par SNIIP aux réacteurs VVER russes Kola 3 et 4, (iii) le système d'I&C de sécurité fourni par SNIIP aux réacteurs VVER slovaques Bohunice 3 et 4, (iv) le système d'I&C de sécurité fourni par Asea/Combiflex au réacteur REB suédois Oskarshamn 2, (v) le système d'I&C de sécurité fourni par Asea/Combiflex au réacteur REB suédois Ringhals 1, et (vi) le système d'I&C de sécurité fourni par Westinghouse aux réacteurs REP suisses Beznau 1 et 2. Voir également les réponses aux questions 20, 21 et 21.1 du questionnaire Q2 - Fournisseurs d'I&C. Deux fournisseurs affirment avoir fournis des services sur des systèmes d'I&C de sécurité sans en avoir été le fabricant d'origine. Un fabricant d'I&C de sécurité affirme aussi que des services ont été fournis par un tiers pour des systèmes dont il était le fabricant.

108 Aff. COMP/M.4839 - Areva NP/MHI/ATMEA dans laquelle le marché des IN n'incluait pas le marché des I&C; Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse dans laquelle les IN et les I&C constituaient des marchés distincts; Aff. COMP/M.1940 - Framatome/Siemens/Cogéma/JV, paragraphe 106 dans lequel il est certes mentionné que la fourniture des I&C est une partie intégrante des nouvelles centrales, mais a distingué ce marché comme un marché propre des système d'I&C.

109 Formulaire CO, paragraphe 776: la Partie Notifiante considère que l'I&C de sécurité est consubstantiel à l'IN, de sorte que "sa fourniture ne peut raisonnablement en être séparée. La dissociation de ces deux éléments serait en effet de nature à accroître les problématiques d'interface entre la chaudière et son contrôle-commande, alors même que la chaudière est l'un des éléments les plus critiques de la sûreté de la centrale. Cette dissociation conduirait en outre à une dilution de responsabilité entre divers acteurs sur une question de sûreté essentielle."

110 Par exemple Rosatom et CNNC ne disposent pas de leur propre système d'I&C de sécurité apte à répondre à certains standards de sûreté nationaux. Dans ce cas, les fournisseurs d'IN qui ne disposent pas de leur propre système d'I&C de sécurité lancent une mise en concurrence. C'est par exemple le cas du projet de nouvelle centrale Hanhikivi en Finlande, pour lequel l'IN est fourni par Rosatom. Rosatom aurait consulté plusieurs opérateurs, [Confidentiel].

111 Cf. réponses aux questions 42 et 43 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

112 Aff. COMP/M.7850 - EDF/CGN/NNB Group of Companies, paragraphe 67; Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse, paragraphe 46; Aff. COMP/M.1940 - Framatome/Siemens/Cogéma/JV, paragraphe 117.

113 Formulaire CO, paragraphes 790, 791 et 794.

114 Cf. réponses aux questions 51 et 51.1 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

115 Cf. réponses aux questions 56 et 56.1 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

116 Plusieurs exemples: (i) le système d'I&C de sécurité de New NP fourni pour OL3 à TVO n'était pas encore en place en Finlande avant ce projet de centrale (New NP n'avait jusqu'alors fourni aucun des 4 IN ou I&C déjà opérationnels en Finlande ni l'IN ou l'I&C de Loviisa 1 et 2 (Fortum), ni ceux d'OL1&2 fournis par un prédécesseur de Westinghouse), le système d'I&C de sécurité de New NP n'avait donc pas été qualifié par l'autorité de sûreté nucléaire finlandaise avant la conclusion du contrat entre ANP et TVO en 2003; (ii) RollsRoyce a gagné un appel d'offres en 2000 pour la modernisation de l'I&C de sécurité de la centrale de Dukovany en République Tchèque, et y a installé son système d'I&C de sécurité entre 2000 et 2009 sur les 4 VVER de cette centrale alors que leur système n'avait pas encore été qualifié dans ce pays; (iii) RollsRoyce a signé en 2014 un contrat pour la modernisation de l'I&C de sécurité de deux réacteurs VVER de la centrale de Loviisa en Finlande (Fortum) alors que son système n'y avait pas encore été qualifié.

117 Cf. réponses aux questions 12 et 12.1 du questionnaire Q2 - Fournisseurs d'I&C.

118 Cf. réponses aux questions 12 et 12.1 du questionnaire Q2 - Fournisseurs d'I&C.

119 Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec RollsRoyce du 2 février 2017, paragraphe 17.

120 Formulaire CO, paragraphes 1501-1514.

121 Formulaire CO, paragraphes 1515-1517.

122 Formulaire CO, paragraphes 1558-1560.

123 Formulaire CO, paragraphes 1528-1529; Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse, paragraphe 35.

124 Formulaire CO, paragraphe 1530.

125 Aff. COMP/M.1940 - Framatome/Siemens/Cogéma/JV, paragraphe 26; Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse, paragraphe 36.

126 Aff. COMP/M.1940 - Framatome/Siemens/Cogéma/JV, paragraphes 23-25; Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse, paragraphe 36.

127 Aff. COMP/M.1940 - Framatome/Siemens/Cogéma/JV, paragraphe 25.

128 Idem, paragraphe 19.

129 Aff. COMP/M.1940 - Framatome/Siemens/Cogéma/JV, paragraphe 20. Pour la distinction entre MOX et uranium enrichi, voy. également Aff. COMP/M.3099 - Areva/Urenco/ETC JV, paragraphe 61.

130 Formulaire CO, paragraphe 1563.

131 Formulaire CO, paragraphe 1557.

132 Formulaire CO, paragraphe 1537.

133 Formulaire CO, paragraphe 1547.

134 Formulaire CO, paragraphe 1554.

135 Formulaire CO, paragraphe 1544.

136 Cf. réponses aux questions 3 et 4 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires et aux questions 5 et 6 du questionnaire Q5-fournisseurs d'assemblages de combustible.

137 Cf. réponses aux questions 3 et 4 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

138 Cf. réponses aux questions 5 et 6 du questionnaire Q5-fournisseurs d'assemblages de combustible.

139 Cf. réponses à la question 12 du questionnaire Q5-fournisseurs d'assemblages de combustible.

140 Cf. réponse de General Electric Company à la question 8 du questionnaire Q5-fournisseurs d'assemblages de combustible.

141 Cf. réponse de Engie Group à la question 3 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

142 Cf. réponse de TVO à la question 4 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

143 Cf. réponses à la question 20 du questionnaire Q5-fournisseurs d'assemblages de combustible.

144 Cf. réponse de TVO à la question 4 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

145 Le réacteur EPR est un réacteur de type REP d'une puissance de 1600 MW, alors que la puissance des réacteurs REP plus anciens varie entre 900 et 1450 MW.

146 Cf. la note d'EDF intitulée "M.7764 - EDF/New NP - Réponse aux observations de TVO" (25 avril 2017).

147 Cf. réponses à la question 5 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires et à la question 7 du questionnaire Q5-fournisseurs d'assemblages de combustible.

148 Aff. COMP/M.1940 - Framatome/Siemens/Cogéma/JV, paragraphe 32; Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse, paragraphes 49-50. Pour une définition EEE du marché de la fourniture d'AC REP, voy. également Aff. COMP/M.5224 - EDF/British Energy, paragraphes 129-131.

149 Aff. COMP/M.1940 - Framatome/Siemens/Cogéma/JV, paragraphe 33.

150 Aff. COMP/M.1940 - Framatome/Siemens/Cogéma/JV, paragraphe 29.

151 Idem, paragraphe 30.

152 Aff. COMP/M.4153 - Toshiba/Westinghouse, paragraphe 49.

153 Idem.

154 Aff. COMP/M.1940 - Framatome/Siemens/Cogéma/JV, paragraphe 33.

155 Formulaire CO, paragraphes 1579 et 1585.

156 Formulaire CO, paragraphe 1585.

157 Formulaire CO, paragraphe 1573.

158 Idem, paragraphes 1575-1577.

159 Formulaire CO, paragraphe 1578.

160 Cf. réponses à la question 7 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires et à la question 15 du questionnaire Q5-fournisseurs d'assemblages de combustible.

161 Cf. réponses aux questions 7 et 8 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

162 Idem.

163 Cf. réponses à la question 10 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires. Certains électriciens mentionnent que des composants entrant dans la fabrication des AC peuvent être fabriqués en dehors de l'EEE, même si l'assemblage final a lieu au sein de l'EEE.

164 Cf. réponses à la question 16 du questionnaire Q5-fournisseurs d'assemblages de combustible.

165 Cf. réponses aux questions 17 et 19 du questionnaire Q5-fournisseurs d'assemblages de combustible.

166 Cf. réponses à la question 18 du questionnaire Q5-fournisseurs d'assemblages de combustible. Dans le Formulaire CO, EDF donne comme seul exemple celui de la centrale de Krsko en Slovénie approvisionnée historiquement par Westinghouse depuis les Etats-Unis (paragraphe 1573).

167 Cf. réponses à la question 22 du questionnaire Q5-fournisseurs d'assemblages de combustible.

168 Cf. réponses à la question 20 du questionnaire Q5-fournisseurs d'assemblages de combustible.

169 Formulaire CO, paragraphe 1598.

170 Cf. réponse de Engie Group à la question 5 du questionnaire Q1 - Opérateurs de centrales nucléaires.

171 Formulaire CO, paragraphe 1599.

172 Aff. COMP/M.7850 - EDF/CGN/NNB Group of Companies, paragraphe 54.

173 Aff. COMP/M.7850 - EDF/CGN/NNB, paragraphe 54; Aff. COMP/M.5224 - EDF/British Energy, paragraphe 15; Aff. COMP/M.4517 - Iberdrola/Scottish Power, paragraphe 11.

174 Formulaire CO, paragraphe 2009.

175 Aff. COMP/M.8056 - EPH/PPF Investments/Vattenfall Generation/Vattenfall Mining, paragraphes 33-34; Aff. COMP/M.5224 - EDF/British Energy, points 20 à 22; Aff. COMP/M.7137 - EDF/Dalkia en France, paragraphe 39; Aff. COMP/M.4180 - Gaz de France/Suez, paragraphes 697 et 726; Aff. COMP/M.7927 - EPH/ENEL/SE, paragraphe 34.

176 Formulaire CO, paragraphe 2013.

177 Formulaire CO, paragraphes 2018 à 2081.

178 Aff. COMP/M.5224 - EDF/British Energy, paragraphes 20 à 22; Aff. COMP/M.7850 - EDF/CGN/NNB Group of Companies, paragraphe 55; Aff. COMP/M.7137 EDF/Dalkia, paragraphe 39.

179 Cf. la section 4 des observations non-confidentielles de TVO en date du 27 février 2017.

180 Par exemple, le rapport du gestionnaire du réseau public de transport d'électricité des Pays-Bas TenneT, Market review 2016, Electricity market insights, page 6: (disponible sur le site http://www.tennet.eu/fileadmin/user_upload/Company/Publications/Technical_Publications/Dutch/2016_Market_Review_TenneT.pdf) indique la convergence très limitée des prix de gros nationaux de l'électricité de plusieurs Etats européens par rapport aux référentiels des prix du marché allemand et à ceux du marché néerlandais. De même, dans son rapport son rapport de Juin 2016 "Les interconnexions électriques et gazières en France" (disponible sur le site http://www.cre.fr/documents/publications/rapports-thematiques/les-interconnexions-electriques-et-gazieres-en-france/consulter-le-rapport), la Commission de Régulation de l'Energie (CRE) note que le taux de convergence par rapport au marché français est de seulement 50% pour les frontières allemande et belge en moyenne alors qu'il est de 3% pour les autres frontières du pays.

181 Aff. COMP/M.7745 - Fortum/Lietuvos Energija/JV, paragrahes 23-25; Aff. COMP/M.3268 - Sydkraft /Graninge; Aff. COMP/M.3868 - DONG/Elsam/Energi E2; Aff. COMP/M.7137 EDF/Dalkia en France, paragraphe 36.

182 Au contraire, plusieurs fournisseurs de produits et services dans l'enquête de marché de la Commission ont soumis des éléments sur le marché de production d'électricité en France.

183 Atmea est développée par une entreprise commune entre New NP et Mitsubishi, voir: Aff. COMP/M.4839 - Areva NP/MHI/ATMEA.

184 Formulaire CO, paragraphe 596.

185 Sur la coopération entre EDF et CGN pour la construction et le développement de trois nouvelles centrales nucléaires au Royaume-Uni, voir: Aff. COMP/M.7850 - EDF/CGN/NNB Group of Companies.

186 Formulaire CO, insert 37: comme expliqué, en Corée du Sud et au Japon, certains exemples ponctuels permettent de penser que ces deux pays ne seraient pas exclus du champ géographique du marché de la conception et de la construction d'IN. Toutefois, le Canada et la France ne possèdent que des réacteurs fournis par leurs fournisseurs nationaux respectifs. Ainsi, ces parts de marché reflètent le marché le plus étroit possible.

187 Formulaire CO, insert 41.

188 Comme décrit dans le paragraphe (163), "UK Hualong" fait référence à la variante de la technologie Hualong qui doit être certifiée au Royaume-Uni à travers un partenariat entre EDF et CGN. Elle se distingue ainsi de la technologie Hualong telle que développée par CNNC et CGN en Chine et dans le reste du monde.

189 Aff. COMP/M.7850 - EDF/CGN/NNB Group of Companies.

190 Aff. COMP/M.7850 - EDF/CGN/NNB Group of Companies, paragraphe 104: "IPR Principles Paper provides that the Parties should [Accord confidentiel]"; voir aussi, "EDF, Les réacteurs nucléaires GEN III de moyenne puissance, Comité de la Stratégie du Conseil d'Administration", 8 mars 2016, slide 21:[Accord confidentiel].

191 Formulaire CO, paragraphe 512.

192 "EDF, Les réacteurs nucléaires GEN III de moyenne puissance, Comité de la Stratégie du Conseil d'Administration", 8 mars 2016, slide 4.

193 "EDF, Les réacteurs nucléaires GEN III de moyenne puissance, Comité de la Stratégie du Conseil d'Administration", 8 mars 2016, slide 2.

194 Pour une analyse plus détaillée des contrats en place entre TVO et New NP dans le cadre de la construction d'OL3 en Finlande, il est renvoyé aux paragraphes 227-239.

195 Cf. minutes des entretiens téléphoniques avec des opérateurs de centrale nucléaire du 17 juin 2016 et 6 juillet 2016 et Formulaire CO, paragraphe 530.

196 Cf. soumission écrite d'un opérateur de centrales nucléaires en date du 26 juillet 2016 et réponses à la question 69 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

197 Il est à noter que le projet Bradwell devrait être opéré par NNB, [Confidentiel] avec la technologie UK Hualong et non New NP. Cette exception est due au contexte particulier de la coopération stratégique entre EDF et CGN.

198 Le Formulaire CO, au paragraphe 373, second tiret, indique également deux projets pour lesquels Atmea a répondu à des demandes d'information dans l'EEE (Dukovany en Hongrie et Bohucine en Slovaquie). Le fait que New NP ne propose pas ses IN à un concurrent d'EDF dans le cadre de ce projet est un fait préexistant à l'Opération.

199 A ce titre, le dernier appel d'offre a démontré une mise en concurrence d'un nombre suffisant de fournisseurs d'IN, PGE ayant présélectionné cinq candidats EDF/New NP, GE-Hitachi, Westinghouse, Kepco et SNC-Lavalin Nuclear pour son projet de centrale nucléaire en Pologne.

200 Ces opérateurs sont: Rosatom, Toshiba- Westinghouse, Kepco, les fournisseurs chinois (CGN), EDF et ANP (en partenariat pour la fourniture du réacteur EPR) et Atmea.

201 Cf. réponses aux questions 16 et 16.1 du questionnaire Q4-fournisseurs d'îlots nucléaires et aux questions 36 et 36.1 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

202 Cf. réponses à la question 22 du questionnaire Q4-fournisseurs d'îlots nucléaires.

203 Plusieurs exemples: (i) pour son projet de quatrième réacteur, TVO a étudié une offre d'EPR portée par New NP, une de Toshiba, de GE-Hitachi, de Mitsubishi et de Kepco et (ii) PGE, a présélectionné cinq candidats EDF/New NP, GE-Hitachi, Westinghouse, Kepco et SNC-Lavalin Nuclear pour son projet de centrale nucléaire en Pologne.

204 Cf. réponses question 63.1 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

205 Cf. réponses question 61 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

206 De surcroît, en Belgique, dans le cadre d'une coopération nucléaire de longue date avec Electrabel, des filiales du groupe EDF (EDF Belgium et EDF Luminus) détiennent, en [Confidentiel (droits d'EDF)]], une part des réacteurs de Tihange 1, 2 et 3 et de Doel 3 et 4 dont Electrabel est l'exploitant nucléaire. [Confidentiel (modalités d'exercice des droits de tirage)]. Au regard des modalités d'exercice de ces droits de tirage, EDF n'aurait donc aucun intérêt à désavantager, post-Opération, Electrabel comme client de New NP, car cela reviendrait à pénaliser EDF Belgium et EDF Luminus de la même façon sur le marché de la production et vente en gros d'électricité en Belgique.

207 Formulaire CO, paragraphe 562.

208 Formulaire CO, paragraphe 563.

209 Formulaire CO, paragraphe 568.

210 Aff. COMP/M.5224 - EDF/British Energy. Voir également Formulaire CO, paragraphe 597.

211 Formulaire CO, paragraphe 597.

212 Formulaire CO, paragraphe 602.

213 Formulaire CO, paragraphes 619-620, Annexe 75: "Rapport de l'AIEA", tableau n°24, page 66: au 31 décembre 2015, 67 nouveaux réacteurs en construction. EDF ne mène aujourd'hui qu'une seule de ces 67 constructions (Flamanville 3). Même si les deux projets de réacteurs de Hinkley Point C devaient également être pris en compte et intégralement attribués à EDF (alors qu'ils résultent du partenariat EDF/CGN), EDF ne représenterait encore que 3/69èmes de la totalité des réacteurs en construction, soit moins de 5%. De même, si ce rapport recense 88 projets de construction de nouveaux réacteurs, aucun n'émane d'EDF. Même l'inclusion des 4 projets de réacteurs de NNB au Royaume-Uni procurerait à EDF une part très faible de la demande, soit 4,5% (i.e. 4/92) de la demande mondiale des "planned reactors".

214 Ces services incluent l'exécution de l'ensemble des travaux qui interviennent habituellement lors d'un arrêt de tranche programmé et notamment l'ouverture et la fermeture des cuves, l'entretien des pompes primaires, le nettoyage des générateurs de vapeur.

215 La maintenance spécialisée recouvre les opérations de maintenance qui ne peuvent être qualifiées de courantes sans être pour autant des services de réparation, ni des opérations de maintenance lourde. Ainsi, par exemple, la maintenance spécialisée concerne le remplacement de "petits" composants (ou "légers", par opposition à "lourds") de la chaudière, la pose de bouchons sur des tubes de générateurs de vapeur, des opérations de grenaillage ou d'usinage spécifique.

216 Notamment par des études d'extension de la durée d'exploitation, l'augmentation de puissance, le remplacement de composants, le cas échéant aux performances accrues, ainsi que les solutions d'amélioration de sûreté.

217 Cela comprend les composants lourds (couvercles de cuves et générateurs de vapeur) et mobiles (pompes primaires et mécanismes de contrôle de grappe, assurant respectivement le refroidissement du circuit primaire et la régulation de la réaction au sein du cœur du réacteur).

218 Ces services d'ingénierie sont rendus à la fois dans le cadre des autres services nucléaires fournis par New NP (par exemple dans le cadre des services de modernisation et d'extension de la durée de vie des centrales) ou de façon plus autonome (calculs, études, dossiers réglementaires, justifications de sûreté, ingénierie spécialisée (protection incendie, cyber sécurité etc.)).

219 Formulaire CO, paragraphes 1075 et 1091.

220 Document de référence 2015 d'Areva, page 73, et http://www.areva.com/FR/activites-1650/une-organisation-mondiale-pour-plus-defficacit-locale.html.

221 EDF réalise, dans des proportions limitées, certains services de maintenance et d'ingénierie pour ses centrales. Dans la mesure où ces quelques services sont réalisés pour son propre parc, EDF ne peut être considérée comme active sur le marché des services nucléaires. De plus, EDF fournit de manière marginale, des services d'assistance à l'exploitation au bénéfice d'exploitants nucléaires, fondés sur ses propres compétences et savoir-faire d'exploitant et entrant dans le cadre d'échanges inter-pares (Formulaire CO, paragraphe 1162 et suivants). Suite à une analyse approfondie de ces services, la Commission conclut toutefois qu'en raison de leur nature et de leur finalité, ces services d'assistance à l'exploitation se distinguent des services nucléaires et EDF n'est donc pas considérée comme étant active sur le marché des services nucléaires pour la présente décision.

222 Document de référence 2016 d'EDF, page 17.

223 Formulaire CO, paragraphe 1129 et suivants.

224 Au niveau mondial, New NP a une part de marché dans le marché des services nucléaires plus faible, d'environ [20-30]%. L'analyse concurrentielle se focalise donc dans la suite de cette section sur l'hypothèse la plus conservatrice d'un marché des services nucléaires de dimension EEE.

225 Dans la mesure où la fourniture de services proprement dits et la fourniture d'équipements présentent en principe une récurrence différente (par exemple, le remplacement de composants lourds intervient de façon relativement exceptionnelle), ces estimations ont été élaborées sur la période 2013-2016, afin de lisser les effets liés au gain de certains contrats par nature non récurrents. Les parts de marché de New NP ont été calculées sur la base de ses chiffres d'affaires, et celles des concurrents ont été estimées à la meilleure connaissance de New NP.

226 Cf. minutes des entretiens téléphoniques avec des opérateurs de centrale nucléaire du 17 juin 2016 et 6 juillet 2016.

227 A ce titre, le dernier appel d'offre a démontré une mise en concurrence d'un nombre suffisant de fournisseurs de services nucléaires, PGE, ayant présélectionné cinq candidats EDF/New NP, GE-Hitachi, Westinghouse, Kepco et SNC-Lavalin Nuclear pour son projet de centrale nucléaire en Pologne.

228 Cf. réponses aux questions 29 et 30 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires et aux questions 65, 66 et 67 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

229 Cf. réponses aux questions 25, 26, 27 et 28 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires et aux questions 57, 58, 63 et 64 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

230 Cf. réponses à la question 29 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires et à la question 66 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

231 Formulaire CO, Annexe 86.

232 Cf. réponses aux questions 29 et 30 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires et aux questions 65, 66 et 67 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

233 Cf. réponses non-confidentielles de TVO au questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires, les observations non-confidentielles de TVO (Rapport NERA) en date du 27 février 2017 et les minutes non-confidentielles de la réunion en date du 22 mars 2017.

234 Cf. réponses non-confidentielles de RWE au questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires, et les minutes non-confidentielles des entretiens téléphoniques en date du 4 juillet 2016 et 12 mai 2017.

235 Cf. réponses non-confidentielles de Uniper au questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires et les minutes non-confidentielles de l'entretien téléphonique en date du 19 juillet 2016.

236 L'analyse qui suit dans cette section s'applique mutatis mutandis si une dimension géographique plus large correspondant à l'ensemble des pays nordiques était retenue pour la production et vente en gros d'électricité où TVO est active.

237 Cf. réponse non-confidentielle de TVO à la question 20 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

238 Cf. réponse non-confidentielle de TVO à la question 20 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

239 Aff. COMP/SA.44727-Aide à la restructuration pour Areva, paragraphe 279.

240 Aff. COMP/SA.44727-Aide à la restructuration pour Areva, paragraphes 279-281. La Commission a également conclu dans cette décision qu'en dépit des difficultés manifestes à estimer de manière certaine la valeur des passifs d'Areva SA, les éléments soumis durant l'enquête approfondie confirment qu'Areva SA disposera de ressources suffisantes pour honorer ses passifs, y compris dans un scénario dégradé impliquant des surcoûts conséquents dans le projet OL3, des indemnités à payer dans le cadre des différents contentieux relatifs à OL3, et l'appel de certaines garanties de passifs.

241 Cf. réponses à la question 28 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires et à la question 64 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

242 Cf. réponses non-confidentielles de TVO à la question 20 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

243 La Commission a déjà noté dans sa décision aide d'Etat qu'elle ne doutait pas de l'intérêt industriel de New NP à la pleine réussite d'OL3, qui confirmerait sa capacité à vendre et à construire des réacteurs EPR. Aff. COMP/SA.44727-Aide à la restructuration pour Areva, paragraphe 281.

244 Cf. réponse d'EDF à la demande de renseignements 1 du 25 avril 2017. La Commission a notamment observé que [Confidentiel (type d'informations demandées)].

245 RWE considère que la fourniture de services supplémentaires pourraient intervenir jusqu'à une date ultérieure (cf. minutes non-confidentielles de l'entretien téléphonique en date du 12 mai 2017). Néanmoins, la Commission note qu'il s'agirait là plutôt de services de démantèlement de centrales nucléaires, qui par définition surviennent au terme de l'exploitation de la centrale. Or ces derniers services ne sont pas évalués dans le cadre de cette Opération (cf. note de bas de page 58 de la présente décision).

246 Formulaire CO, Annexe 86.

247 A titre d'exemple, le contrat [Accord confidentiel (modalités de résiliation)]. (Formulaire CO, Annexe 86).

248 L'analyse qui suit dans cette section s'applique mutatis mutandis si une dimension géographique plus large correspondant à l'ensemble des pays nordiques était retenue pour la production et vente en gros d'électricité où Uniper est active.

249 L'un seul des réacteurs sera exploité jusqu'en 2045, un autre jusqu'au milieu de l'année 2017, et le dernier est actuellement en cours de démantèlement. Uniper possède aussi un réacteur REB à Barsebäck, qui est également en cours de démantèlement.

250 De surcroît, en Belgique, dans le cadre d'une coopération nucléaire de longue date avec Electrabel, des filiales du groupe EDF détiennent, [Confidentiel (droits d'EDF)], une part des réacteurs de Tihange 1, 2 et 3 et de Doel 3 et 4 dont Electrabel est l'exploitant nucléaire (EDF Belgium et EDF Luminus jouant aucun rôle à cet égard). [Confidentiel (modalités d'exercice des droits de tirage)]. Au regard des modalités d'exercice de ces droits de tirage, EDF n'aurait donc aucun intérêt à désavantager, post-Opération, Electrabel comme client de New NP, car cela reviendrait à pénaliser EDF Belgium et EDF Luminus de la même façon sur le marché de la production et vente en gros d'électricité en Belgique.

251 Cf. réponses aux questions 29 et 30 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires et aux questions 65, 66 et 67 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

252 A savoir la Finlande, la Norvège, la Suède, le Danemark, l'Estonie, la Lituanie et la Lettonie, tel que déjà indiqué dans la Section 4.6.2.

253 Le Groupe EDF est marginalement actif, via sa filiale EDF Trading (EDFT), sur le marché du négoce de l'électricité. Cependant, EDF n'aurait pas non plus ni la capacité ni l'incitation à procéder à un quelconque verrouillage au détriment de TVO sur le marché finlandais de la production et de la vente en gros d'électricité en raison des activités qu'il exerce sur le marché, situé en aval, du négoce financier d'électricité, compte tenu de sa part de marché extrêmement marginale sur ce dernier marché, celle-ci étant, selon ses estimations, [0-5]% en 2015 et 2016. Cette conclusion ne change pas si une dimension géographique régionale est retenue pour le marché de la production et de la vente en gros d'électricité en question.

254 En l'absence d'une analyse plus détaillée de la capacité de l'interconnexion. Cf. minutes avec un opérateur de centrales nucléaires du 4 juillet 2017.

255 Dans son rapport de Juin 2016 "Les interconnexions électriques et gazières en France" (disponible sur le site http://www.cre.fr/documents/publications/rapports-thematiques/les-interconnexions-electriques-et-gazieres-en-france/consulter-le-rapport ), la Commission de Régulation de l'Energie (CRE) indique: "L'Allemagne est un cas particulier puisque les capacités à l'importation (2400 MW) sont nettement supérieures à celles observées à l'exportation (1800 MW)". De plus, la CRE précise que "l'Allemagne est le seul pays avec lequel les importations sont dominantes, situation qui s'explique notamment par le fort développement de la production d'électricité éolienne et photovoltaïque en Allemagne, et par la contribution de l'Allemagne à la couverture de certaines pointes de demande hivernales françaises". Ainsi, même à supposer que le marché géographique pour la production et vente en gros d'électricité en question aurait une dimension régionale, le solde importateur ou exportateur des échanges commerciaux entre la France et l'Allemagne étant déterminé par le développement de capacités de sources renouvelables en Allemagne (et non par la production nucléaire), la Commission en déduit que même en cas de verrouillage d'accès aux services nucléaires d'une centrale en Allemagne, cela aurait probablement un effet neutre sur ces échanges commerciaux, donc sur l'incitation d'EDF à verrouiller l'accès à ces services.

256 Cf. réponses à la question 65 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

257 Cf. réponses aux questions 29 et 30 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires et aux questions 66 et 67, et 69 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

258 Dans la mesure où EDF n'opère pas de centrale nucléaire en dehors du Royaume-Uni et de la France, l'analyse de la Commission pour cette section ne mènerait pas à des conclusions différentes si une dimension mondiale était retenue pour le marché des services nucléaires. L'analyse concurrentielle se focalise donc dans la suite de cette section sur l'hypothèse la plus conservatrice d'un marché des services nucléaires de dimension EEE.

259 Cf. réponses aux questions 31 et 32 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

260 Cf. remarques de Westinghouse dans les minutes non-confidentielles de l'entretien téléphonique du 16 juin 2016, et de la réunion du 19 janvier 2017.

261 [Confidentiel (palier(s) non-concerné(s)]

262 Suite à une demande de la Commission, EDF précise que l'échelonnement de ses besoins pour le renouvellement de ses générateurs de vapeur est le suivant. [Confidentiel (stratégie d'achat)].

263 Document de référence 2016 d'EDF, p. 147. De même, sur le palier 900 MWe, après 2004 la fourniture de générateurs de vapeur de remplacement a été attribuée, au terme de quatre appels d'offres successifs, à New NP et à MHI. Formulaire CO, paragraphes 1362-1364.

264 Cf. minutes non-confidentielles de la réunion avec Westinghouse du 19 janvier 2017.

265 [Confidentiel].

266 La part des services nucléaires fournis par Westinghouse à EDF en France représente une part importante des activités de Westinghouse dans l'EEE. En ce qui concerne EDF, Westinghouse est l'un des [Confidentiel] fournisseurs de services et d'équipements pour la chaudière nucléaire ([Confidentiel]% des achats en 2014 selon un document interne d'EDF en Annexe 8 du Formulaire CO), aux côtés de New NP ([Confidentiel]%) et MHI ([Confidentiel]%).

267 Il est précisé que la directive 2004/17/CE a été déclarée inapplicable par la Commission aux électriciens opérant en Angleterre, en Ecosse et au Pays de Galles dans la production d'électricité (Décision de la Commission du 8 mars 2006 établissant que l'article 30, paragraphe 1, de la directive 2004/17/CE du Parlement européen et du Conseil portant coordination des procédures de passation des marchés dans les secteurs de l'eau, de l'énergie, des transports et des services postaux s'applique à la production d'électricité en Angleterre, en Ecosse et au Pays de Galles), donc EDF Energy n'est pas soumise à ses obligations. Néanmoins, cette exemption a été accordée dans la mesure où les conditions de marché y ont été jugées suffisamment concurrentielles. De plus, au Royaume-Uni le parc nucléaire d'EDF Energy se compose de quatorze réacteurs de type RAG et d'un réacteur de type REP et New NP ne fournit pas de service nucléaire aux réacteurs de type RAG ([Confidentiel (coût des investissements requis)]). Ceci exclut tout risque de verrouillage de la clientèle post-Opération pour les réacteurs de type AGR. Pour le réacteur REP et l'ensemble des achats d'EDF Energy, dans la mesure où les participants à l'enquête de marché n'expriment de surcroît aucune préoccupation étayée par rapport à l'Opération sur ces marchés, la suite de la présente décision se concentre sur l'approvisionnement en services nucléaires d'EDF en France.

268 Directive 2014/25/UE du Parlement européen et du Conseil du 26 février 2014 relative à la passation de marchés par des entités opérant dans les secteurs de l'eau, de l'énergie, des transports et des services postaux et abrogeant la directive 2004/17/CE du Parlement européen et du Conseil du 31 mars 2004 portant coordination des procédures de passation des marchés dans les secteurs de l'eau, de l'énergie, des transports et des services postaux.

269 Article 9 de la directive 2014/25/UE.

270 Article 15 de la directive 2014/25/UE modifié par l'article 1er du règlement délégué (UE) 2015/2171 de la Commission du 24 novembre 2015 entré en vigueur le 1er janvier 2016. Ce seuil était de EUR 414 000 dans la version antérieure de l'article 15 de la directive 2014/25/UE et était de EUR 499 000 sous l'article 16 de la directive 2004/17/CE, abrogée et remplacée par la directive 2014/25/UE.

271 Suite à une demande de renseignements de la Commission, EDF a précisé que la directive "secteurs spéciaux" a déjà été transposée en droit français par: a) le décret n° 2014-1097 du 26 septembre 2014 portant mesures de simplification applicables aux marchés publics, b) l'ordonnance n° 2015-899 du 23 juillet 2015 relative aux marchés publics et c) le décret n° 2016-360 du 25 mars 2016 relatif aux marchés publics. Ces textes prévoient les règles applicables en matière de publicité et de mise en concurrence pour les marchés supérieurs ou égaux aux seuils précisés par un règlement européen mis à jour tous les deux ans. Au 1er janvier 2017, ces seuils sont de EUR 418 000 pour les marchés de services et fournitures et de EUR 5 225 000 pour les marchés de travaux. Ils prévoient également certaines exceptions/exemptions énumérées de façon limitative, dont celle lorsqu'" il n'existe objectivement qu'un seul opérateur économique capable d'exécuter le marché " (article 50 c) et considérant 61 de la directive "secteurs spéciaux"). Pour les marchés inférieurs à ces seuils, mais au-delà d'un montant de EUR 25 000, EDF peut recourir, selon notamment les dispositions du décret n°2016-360 du 25 mars 2016, à une procédure adaptée dont elle détermine librement les modalités en fonction de la nature et des caractéristiques du besoin à satisfaire.

272 Formulaire CO, Annexe 85, Liste des principaux appels d'offres d'EDF SA pour l'achat de services.

273 Article 29.4 a), b) et c) de la directive 2014/25/UE. En effet, la dérogation "entreprise liée" est applicable de manière indépendante pour chacun des trois types de marchés (services, fournitures et travaux). Selon les meilleures estimations de la Partie Notifiante (cf. réponse d'EDF en date du 23 mai 2017): (i) pour les marchés de travaux, [Confidentiel (politique d'achat d'EDF et relations commerciales de New NP)]; il résulte de ces deux éléments que la part d'EDF est [Confidentiel (part représentée par EDF)], en tout état de cause très inférieure au seuil de 80%; (ii) pour les marchés publics de services, New NP estime que la part de son chiffre d'affaires réalisée auprès d'EDF n'excède pas, peu ou prou, [< à 80]%; et (iii) pour les marchés publics de fourniture, New NP estime que la part de son chiffre d'affaires réalisée auprès d'EDF n'excède non plus pas, peu ou prou, [< à 80]%. Il en résulte que New NP ne constitue pas une entreprise liée au sens de la directive "secteurs spéciaux" s'agissant des marchés de travaux, de services ni de fournitures. Le Business plan de New NP ne conduit pas à modifier cette conclusion pour les années à venir.

274 Les opérations de renouvellement de GV comprennent deux types d'opérations : la fourniture du GV et l'opération de RGV, le tout étant estimé dans une fourchette de prix possibles entre EUR [Confidentiel] millions par GV à renouveler, dont [Confidentiel] millions pour l'opération de RGV, le reste représentant l'estimation de la fourniture de GV.

275 Formulaire CO, paragraphe 1381. En différenciant entre les GV du palier [Confidentiel] et ceux du palier [Confidentiel], EDF estime approximativement au total aujourd'hui : (i) la fourchette de prix possible entre EUR [Confidentiel] millions par GV à renouveler sur le palier [Confidentiel]; (ii) entre EUR [Confidentiel] millions par GV à renouveler sur le palier [Confidentiel]; (iii) et l'estimation de EUR [Confidentiel] millions pour le remplacement, reste valable pour les deux paliers.

276 Formulaire CO, paragraphe 1349 et Annexe 85, et réponses aux questions 2 et 7 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires. A titre d'exemple, la Commission a vérifié que le contrat de fourniture de générateurs de vapeur du palier 1300 MWe conclu avec Westinghouse en 2011 a une durée contractuelle de [Confidentiel (durée de l'accord)] ans, prenant fin en [Confidentiel (terme de l'accord)] et [Confidentiel (modalités de résiliation)].

277 A titre d'exemple, les Conditions Générales d'Achat ("CGA") d'EDF applicables par défaut en matière d'achat de fournitures, de travaux et de services dans le domaine de la "Production Ingénierie" prévoient [Confidentiel (modalités de résiliation)].

278 En France, l'arrêté de 2012 relatif aux installations nucléaires de base impose en effet à EDF d'exercer sur les intervenants extérieurs une surveillance proportionnée à l'importance des activités qu'ils réalisent sur son parc nucléaire, notamment en termes de risques pour la sécurité, la santé et la salubrité publiques ou la protection de la nature et de l'environnement. Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base, chapitre II, et articles L. 593-1 et L. 593-7 du Code de l'environnement.

279 La Commission note que chacun de ces systèmes de qualification recouvre un nombre très important de prestations et que ces catégories génériques n'excluent donc pas que, pour certaines activités relevant de ces systèmes, il existe des prestations pour lesquelles EDF ne puisse recourir qu'à New NP (par exemple, [Confidentiel]). Cependant, cette capacité respective des fournisseurs à satisfaire les exigences du système de qualification d'EDF n'est pas spécifique à la présente Opération.

280 Cf. par exemple Formulaire CO, Annexes 19 et 20.

281 Cf. réponses aux questions 68-71 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires et aux questions 31-36 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

282 Cf. observations non-confidentielles de Westinghouse du 25 avril 2017.

283 Formulaire CO, Annexe 111. La CPA-GK autorise dans ce document [Confidentiel].

284 Formulaire CO, paragraphes 1401 et suivants.

285 Formulaire CO, Annexes 6-10.

286 Cf. réponses à la question 32 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

287 Cf. réponses de trois fournisseurs de services nucléaires à la question 33 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires.

288 Westinghouse indique elle-même que ces opérations de renouvellement de GV ont déjà été réalisées aux Etats-Unis dans le cadre des programmes d'extension de durée de vie des centrales jusqu'à 60 ans alors que dans l'EEE il n'y a pas de projets supplémentaires concrets de renouvellement de GV à ce stade (cf. minutes non-confidentielles de la réunion du 19 janvier 2017). Ainsi, la Commission note que ce service nucléaire fourni par Westinghouse semble servir essentiellement EDF dans l'EEE à ce stade. De plus, l'usine de Westinghouse responsable de la fourniture de GV de Westinghouse semble fournir un nombre limité de clients en dehors d'EDF dans l'EEE (Cf. réponses non-confidentielles de Westinghouse à la question 27 de la demande de renseignement 1 du 26 janvier 2017 et à la question 13 de la demande de renseignement 2 du 13 mars 2017.)

289 Cf. réponses aux questions 68-71 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

290 Cf. réponses à la question 33 et 34 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires et aux questions 68 et 69 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

291 Cf. réponses aux questions 29 et 30 du questionnaire Q3-fournisseurs services nucléaires et aux questions 66 et 67 et 69 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

292 Lignes directrices non-horizontales, paragraphe 78.

293 Cf. minutes de la réunion avec Westinghouse du 19 janvier 2017.

294 Selon les articles 84 et 86, le droit applicable aux CGA [Confidentiel (droit applicable et règlement des litiges)]. L'article 85 des CGA prévoit par ailleurs [Confidentiel (règlement des litiges)]. Ainsi, la Commission note que les CGA contiennent des provisions pouvant être invoquées devant un tribunal compétent.

295 Cf. réponse d'EDF à la demande de renseignements 4, paragraphe 16 et suivants et Annexe 150. Les CGA contiennent, à l'article 76, une clause de confidentialité aux termes de laquelle : "Toute information listée confidentielle, quel qu'en soit le support, communiquée par l'une des Parties à l'autre, à l'occasion du Marché, ou à laquelle les Parties pourraient avoir accès à l'occasion du Marché, est soumise à une diffusion contrôlée. La Partie destinataire ne peut l'utiliser que dans le cadre du Marché et ne peut la communiquer à des tiers sans l'accord écrit et préalable de l'autre Partie" La notion de "Partie" vise uniquement, aux termes de l'article 2 de ces CGA, EDF et son cocontractant, i.e. sans inclure d'autres personnes morales qui pourraient leur être affiliées. La notion d'information confidentielle est définie par le même article 76.1, et recouvre notamment les données économiques et commerciales relatives à chacune des parties au contrat, ainsi que les CPA qu'elles concluent.

296 En effet, aux termes de l'article 76.1 (dernier paragraphe): "Par exception aux dispositions précédentes, les CPA peuvent préciser que l'Entreprise peut communiquer le Marché et toutes informations confidentielles à ses Filiales et Entités affiliées. L'Entreprise prend toutes les dispositions utiles pour faire respecter par ses Filiales et Entités affiliées la confidentialité des CPA et de toutes informations confidentielles communiquées par l'Entreprise".

297 Or, en pratique, EDF soutient, ce que la Commission a pu vérifier par des exemples concrets (par exemple, Annexe 151), les CPA conclues par EDF ne contiennent de principe pas de clauses dérogatoires de cette nature en matière de confidentialité.

298 A cet égard, EDF indique que le système d'information d'EDF qui gère la grande majorité de ses opérations d'achat a été conçu pour assurer l'étanchéité entre les offres remises par les soumissionnaires, associé à un accès cloisonné à l'information par le personnel EDF (cf. réponse d'EDF à la demande de renseignements 3, paragraphe 31).

299 Cf. réponse d'EDF à la demande de renseignements 4 - 2ième partie, paragraphe 22.

300 Formulaire CO, paragraphe 1410 et suivants.

301 Idem.

302 EDF réalise lui-même certains services de maintenance "simple" sur les systèmes I&C de sécurité de son parc nucléaire. Toutefois, dans la mesure où ces services ne sont pas commercialisés à des entreprises tierces, EDF n'est pas considéré comme active sur ce marché.

303 La méthodologie retenue pour l'estimation des parts de marché en matière d'I&C de sécurité est propre à ce marché et inclut la fourniture de ces systèmes dans le cadre des nouvelles constructions ainsi que leur maintenance/modernisation. Il s'agit d'estimations de parts de marché en valeur, reposant sur une évaluation forfaitaire par New NP du chiffre d'affaires moyen correspondant, d'une part, (i) à un projet de nouvelle construction (sur les 10 dernières années), et, d'autre part, (ii) à un projet de modernisation (sur les 5 dernières années). Il est souligné que la modernisation de l'I&C recouvre de nombreux projets (dont par ex. une rénovation limitée du système), certains de ces projets sont restreints et donc difficiles à appréhender, faute de visibilité sur les projets de ce type exécutés par les concurrents de New NP. Pour ces raisons, New NP considère qu'il est probable que ses parts de marché soient surestimées.

304 Formulaire CO, insert n°62.

305 Formulaire CO, insert n°63. Ce marché est mondial ou, a minima, plus large que l'EEE, les parts de marché EEE sont fournies de façon indicatives comme représentant le pire des cas, mais ne doivent pas être prises en compte.

306 Cf. réponses aux questions 29 et 32 du questionnaire Q2 - Fournisseurs I&C et à la question 65 du questionnaire Q1 - Nuclear Operators.

307 Cf. réponses aux questions 29, 32 et 39 du questionnaire Q2 - Fournisseurs I&C.

308 Il est à noter que le projet Bradwell devrait être opéré par NNB, [Confidentiel] avec la technologie UK Hualong et non New NP. Cette exception est due au contexte particulier de la coopération stratégique entre EDF et CGN.

309 Formulaire CO, paragraphe 947.

310 Cf. réponses aux questions 17 et 31 du questionnaire Q2-fournisseurs d'I&C et à la question 62.2 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

311 Cf. réponses à la question 28 du questionnaire Q2-fournisseurs d'I&C et à la question 63 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

312 Ni dans une zone géographique plus large correspondant à l'ensemble des pays nordiques.

313 Version non-confidentielle d'une lettre de Fortum adressée à la case team le 04.05.2017.

314 Cf. réponses à la question 63.1 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

315 Cf. minutes non-confidentielles des entretiens téléphoniques en date du 12.052017 et réponse à la question 67 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

316 L'analyse qui suit dans cette section s'applique mutatis mutandis si une dimension géographique plus large correspondant à l'ensemble des pays nordiques était retenue pour la production et vente en gros d'électricité où Fortum est active.

317 Source : http://www.fortum.com/en/mediaroom/Pages/fortum-signs-an-agreement-with-rolls-royce-regarding-modernisation-of-its-loviisa-nuclear-power-plant-automation.aspx (Consulté le 17.05.2017).

318 L'analyse qui suit dans cette section s'applique mutatis mutandis si une dimension géographique plus large correspondant à l'ensemble des pays nordiques était retenue pour la production et vente en gros d'électricité où Uniper est active.

319 Cf. réponses question 63.1 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

320 Cf. réponses question 61 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires.

321 Formulaire CO, paragraphe 835.

322 De surcroît, en Belgique, dans le cadre d'une coopération nucléaire de longue date avec Electrabel, des filiales du groupe EDF (EDF Belgium et EDF Luminus) détiennent, [Confidentiel (droits d'EDF)], une part des réacteurs de Tihange 1, 2 et 3 et de Doel 3 et 4 dont Electrabel est l'exploitant nucléaire. [Confidentiel (modalités d'exercice des droits de tirage)]. Au regard des modalités d'exercice de ces droits de tirage, EDF n'aurait donc aucun intérêt à désavantager, post-Opération, Electrabel comme client de New NP, car cela reviendrait à pénaliser EDF Belgium et EDF Luminus de la même façon sur le marché de la production et vente en gros d'électricité en Belgique.

323 Ainsi que pour une zone géographique plus large correspondant à l'ensemble des pays nordiques.

324 Cf. réponses aux questions 29 et 32 du questionnaire Q2 - Fournisseurs I&C et à la question 65 du questionnaire Q1 - opérateurs de centrales nucléaires.

325 Cf. réponses aux questions 29 et 32 du questionnaire Q2 - Fournisseurs I&C et à la question 65 du questionnaire Q1 - opérateurs de centrales nucléaires.

326 Formulaire CO, paragraphe 945.

327 Formulaire CO, paragraphe 947.

328 Au Royaume-Uni, New NP fournit l'I&C de sécurité des deux tranches EPR en construction à Hinkley Point C. A plus longue perspective, il est également envisagé que New NP participe, aux côtés d'autres fournisseurs et partenaires, à la construction des deux réacteurs EPR dans le cadre du projet de Sizewell C de NNB (SZC) Holding Company Limited, en tant que fournisseur du NSSS et du contrôle-commande chaudière correspondant.

329 Formulaire CO, paragraphe 958, les activités actuelles de Rolls-Royce correspondaient à Merlin Gerin qui avait fourni les systèmes d'I&C de sécurité lorsque New NP ne le faisait pas. Il a fourni la grande majorité des I&C de sécurité des 58 tranches de son parc existant, agissant alors comme sous-traitant de New NP (à l'époque Framatome).

330 Pour ses quatorze réacteurs AGR, [Confidentiel (liste des différents fournisseurs incluant Cavendish Nuclear et Atos Origin IT Services UK)] fournissent les services.

331 Formulaire CO, paragraphe 961, Westinghouse est en effet le fournisseur d'origine du NSSS et de l'I&C de sécurité associé. L'objet de ce contrat est [Confidentiel (objet et durée du contrat)].

332 Formulaire CO, paragraphe 840.

333 Formulaire CO, paragraphe 1589.

334 Formulaire CO, paragraphe 1600.

335 Formulaire CO, paragraphe 1603.

336 Formulaire CO, paragraphe 1688.

337 Formulaire CO, paragraphe 1691.

338 Formulaire CO, paragraphe 1693.

339 Formulaire CO, paragraphe 1637.

340 Formulaire CO, paragraphe 1641.

341 Formulaire CO, paragraphe 1670. Westinghouse est le seul producteur d'AC RAG dans le monde.

342 Idem.

343 Formulaire CO, paragraphe 1646.

344 Formulaire CO, paragraphes 1662-1669, et clarifications apportées par EDF par courriel du 17 mai 2017.

345 Formulaire CO, paragraphes 2019-2042.

346 Formulaire CO, paragraphes 2043-2057.

347 Formulaire CO, paragraphes 2058 à 2080.

348 En l'espèce, la Commission ne dispose d'aucun indice de possibles effets coordonnés pouvant résulter de l'Opération et considère ce type d'effets comme étant hautement improbables au regard des caractéristiques des marchés en cause et, en particulier, du caractère fortement différencié des AC et des services associés.

349 Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec RWE du 4 juillet 2016; réponses de RWE aux questions 4, 59, 65, 66, 68, 69 et 70 du questionnaire Q1-opérateurs de centrales nucléaires; minutes de l'entretien téléphonique avec RWE du 8 mai 2017.

350 Cf. réponses d'EnBW aux questions 66 et 68 du questionnaire Q1 - opérateurs de centrales nucléaires.

351 Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec Westinghouse du 16 juin 2016; minutes de la réunion avec Westinghouse du 19 janvier 2017; réponse de Westinghouse à la demande de renseignements du 26 janvier 2017; réponse de Westinghouse à la demande de renseignements du 13 mars 2017; courrier de Westinghouse du 20 avril 2017; réponse de Westinghouse aux questions 35, 36 et 39 du questionnaire Q5-fournisseurs d'assemblages de combustible; minutes de la réunion avec Westinghouse du 2 mai 2017.

352 Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec ENUSA du 27 mars 2017; réponse d'ENUSA aux questions 35, 36 et 39 du questionnaire Q5 - fournisseurs d'assemblages de combustible.

353 Cf. minutes de la réunion avec TVO du 22 mars 2017; notes de TVO intitulées "EDF/Areva - TVO's additional observations" et "Areva/EDF merger - nuclear market implications - TVO's concerns regarding future nuclear fuel competition and security of supply" (18 avril 2017); réponse de TVO aux questions 66 et 68 du questionnaire Q1 - opérateurs de centrales nucléaires.

354 Cf. réponse de TVO à la question 69 du questionnaire Q1 - opérateurs de centrales nucléaires.

355 Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec Uniper du 19 juillet 2016; réponse de Uniper aux questions 67 et 70 du questionnaire Q1 - opérateurs de centrales nucléaires.

356 Voy. ci-dessus, point 360.

357 Cf. affaire T-2/93, Air France c. Commission, EU:T/1994:55, paragraphe 70: "l'appréciation, par la Commission, de la compatibilité d'une opération de concentration avec le marché commun doit être effectuée uniquement sur la base des circonstances de fait et de droit existantes au moment de la notification de cette opération et non sur la base d'éléments hypothétiques dont la portée économique ne peut pas être évaluée au moment où intervient la décision".

358 Formulaire CO, paragraphe 1738.

359 Comme expliqué au paragraphe (254) ci-dessus, EDF ne détient pas d'actifs de production d'électricité dans les pays scandinaves et baltes et ses activités de négoce financier d'électricité sur le marché aval correspondant sont marginales, pour autant d'ailleurs que ces activités soient pertinentes pour l'analyse en cause.

360 Formulaire CO, paragraphes 1750-1754 et insert 119 détaillant les termes de l'ensemble des contrats de fourniture d'AC de New NP en cours actuellement. En réponse à la question 67 du questionnaire Q1 - opérateurs de centrales nucléaires, un opérateur de centrales nucléaires a indiqué que la probabilité que New NP n'honore pas ses obligations contractuelles était basse compte tenu du fait que ces derniers pourraient alors réclamer des compensations. Dans le cadre du projet OL3, TVO a démontré que la responsabilité contractuelle des prestataires nucléaires, [Confidentiel], pouvait être très importante et donc fortement dissuasive, même en cas de dépassement des délais convenus (cf. multiples articles de presse publiquement disponibles concernant le litige en cours entre Areva et TVO concernant les retards accumulés dans la livraison du réacteur OL3).

361 Formulaire CO, paragraphe 1757.

362 Minutes de l'entretien téléphonique avec RWE du 8 mai 2017.

363 Formulaire CO, paragraphe 1758.

364 Réponse d'E.ON aux questions 66 et 68 du questionnaire Q1 - opérateurs de centrales nucléaires.

365 Réponse d'EnBW à la question 68 du questionnaire Q1 - opérateurs de centrales nucléaires.

366 Minutes de l'entretien téléphonique avec RWE du 8 mai 2017.

367 Formulaire CO, paragraphes 1795-1799.

368 Formulaire CO, paragraphes 1763-1766.

369 Formulaire CO, paragraphes 1760-1762.

370 Cf. réponses à la question 65 du questionnaire Q1 - opérateurs de centrales nucléaires. En réponse à la question 67, Vattenfall souligne n'avoir aucune raison de craindre que New NP cesserait de fournir des ACs suite à l'acquisition de son contrôle exclusif par EDF.

371 Cf. réponse d'ENUSA à la question 34 du questionnaire Q5 - fournisseurs d'assemblages de combustible.

372 Formulaire CO, paragraphes 1972-1794 et 1800-1804.

373 Formulaire CO, paragraphe 1602.

374 Cf. réponses à la question 34 du questionnaire Q5 - fournisseurs d'assemblages de combustible. [Confidentiel].

375 Réponses à la question 68 du questionnaire Q1 - opérateurs de centrales nucléaires.

376 Cf. affaire T-2/93, Air France c. Commission, EU:T/1994:55, paragraphe 70.

377 Cf. réponses à la question 33 du questionnaire Q5 - fournisseurs d'assemblages de combustible et réponses à la question 61 du questionnaire Q1 - opérateurs de centrales nucléaires.

378 Cf. Lignes directrices non-horizontales, paragraphe 58.

379 L'engagement d'achat d'EDF en vertu du contrat de 2014 porte sur [Confidentiel]t/an en moyenne [Confidentiel (accord commercial)] (Formulaire CO, paragraphe 1828).

380 Formulaire CO, paragraphe 1828. Cf. réponses à la question 32 du questionnaire Q5 - fournisseurs d'assemblages de combustible et réponses à la question 59 du questionnaire Q1 - opérateurs de centrales nucléaires.

381 Cf. minutes de la réunion avec Westinghouse du 19 janvier 2017; réponse de Westinghouse à la demande de renseignements du 26 janvier 2017; réponse de Westinghouse à la demande de renseignements du 13 mars 2017; courrier de Westinghouse du 20 avril 2017.

382 Cf. réponse d'EDF à la demande de renseignements 1 (annexe méthodologique de l'Argumentaire Assemblages de Combustible, points A.17 et A.23). Du fait de la fermeture d'un nombre important de centrales situées dans l'EEE, l'importance d'EDF dans la production d'assemblages à Västerås pourrait être amenée à augmenter à l'avenir.

383 Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec ENUSA du 27 mars 2017, paragraphe 7.

384 Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec ENUSA du 27 mars 2017.

385 Westinghouse est le seul fournisseur d'AC RAG au monde. Le prix moyen de ces AC RAG est [Confidentiel] au prix des AC REP.

386 Lignes directrices non-horizontales, paragraphe 58.

387 Cf. annexe 118 au formulaire CO.

388 Formulaire CO, paragraphe 1827 et insert 120.

389 Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec ENUSA du 27 mars 2017; courrier de Westinghouse du 20 avril 2017.

390 [Confidentiel (fabrication des AC)] (cf. paragraphe 1899 du formulaire CO).

391Cf. Annexe 112.

392 La demande d'EDF actuelle et projetée est d'environ [Confidentiel] tU/an. L'usine de Romans atteindrait une capacité nominale de [Confidentiel] tU/an en [Confidentiel], c'est-à-dire une capacité réelle de [Confidentiel] tU/an en prenant un taux d'utilisation standard de [Confidentiel]%.

393 L'usine de Romans passerait d'une capacité de [Confidentiel] tU/an à [Confidentiel] tU/an (cf. paragraphe 1904 du formulaire CO).

394 Lignes directrices non-horizontales, paragraphe 68.

395 Cf. réponse à la demande de renseignements 1 (note économique CL - Argumentaire assemblages de combustible).

396 EDF acquiert dans le cadre de cette Opération entre 51 et 75% de New NP et ne captera donc pas l'intégralité de la marge réalisée par New NP (cf. paragraphe 2 du formulaire CO).

397 Outre le coût financier de ces investissements, les Parties soumettent que les augmentations de capacité des usines d'assemblage de combustible sont sujettes à l'agrément des autorités compétentes. L'usine de Romans est théoriquement autorisée à produire 1400 tU/an mais a une capacité de [Confidentiel] tU/an. Pour une augmentation de la capacité jusque [Confidentiel] tU/an, [Confidentiel (orientation stratégique)], aucun agrément supplémentaire n'est nécessaire. Pour des augmentations de capacité plus importantes, qui seraient nécessaires en cas de verrouillage de la clientèle, l'agrément de l'autorité de sûreté nucléaire ainsi que la modification du décret n°2006-329 concernant l'usine de Romans seraient impératifs. [Confidentiel].

398 Formulaire CO, paragraphe 1669.

399 La non-diversification des fournisseurs d'AC implique également des coûts non quantifiés décrits à la Section 5.4.2.2(c) ci-dessous.

400 En 2015, [Confidentiel]% des volumes livrés par Westinghouse à EDF correspondaient à des livraisons d'urgence [Confidentiel] (cf. la réponse à la question 6)a) du questionnaire du 13 mars 2017 envoyés à Westinghouse).

401 Les Parties soutiennent que cette estimation est conservatrice.

402 [Confidentiel (orientation stratégique)]; taux d'utilisation des usines New NP; niveau du coût moyen pondéré du capital; date de prise en compte des investissements nécessaires aux augmentations de capacité; évolution du prix de vente de New NP à EDF.

403 [Confidentiel]. Ce scénario est donc conservateur et considère le groupement Westinghouse/ENUSA comme une seule entité.

404 Le modèle présenté par les Parties prend [Confidentiel] tU comme volume réalloué dans le cas d'un verrouillage complet. Ce volume représente la moyenne de l'engagement minimal de [Confidentiel] tU/ an pendant [Confidentiel (durée de l'accord)] et constitue donc une borne inférieure du volume qui pourrait être réalloué si l'entité fusionnée mettait en place une stratégie de verrouillage d'accès à la clientèle.

405 [Confidentiel].

406 Cf. réponse d'EDF à la demande de renseignements 1 (note économique CL - Argumentaire assemblages de combustible, paragraphe 2.37).

407 Les Parties soumettent que le coût de l'assemblage combustible ne représente que [Confidentiel]% du prix régulé du MWe en France (cf. Formulaire CO, paragraphe 1789).

408 Cf. réponse d'EDF à la demande de renseignements 1 (note économique CL - Argumentaire assemblages de combustible, paragraphe 2.40).

409 Cf. l'annexe 140 soumise en réponse à la demande de renseignements 2 ainsi que le Formulaire CO, paragraphe 1850.

410 Cf. réponse d'EDF à la demande de renseignements 1 (note économique CL - Argumentaire assemblages de combustible, paragraphes 2.36 à 2.77).

411 Le modèle présenté par les Parties considère donc un stock de [Confidentiel (nombre de recharges)] pour un coût de EUR [Confidentiel] millions par an, et [Confidentiel (nombre de recharges)] recharges pour un coût de EUR [Confidentiel] millions par an [Confidentiel (dimensionnement des stocks d'AC d'EDF)]. Ramené au nombre de tranches en activité, ce coût est similaire aux paliers actuellement fournis par New NP uniquement et proches en termes de puissance, c'est-à-dire [Confidentiel (dimensionnement des stocks d'AC d'EDF)], le coût annualisé de couverture par tranche étant dans ce cas d'espèce respectivement de EUR [Confidentiel], EUR [Confidentiel], EUR [Confidentiel] et EUR [Confidentiel].

412 Afin de rendre leur modèle manipulable, les Parties considèrent un prix [Confidentiel].

413 Cf. réponse d'EDF à la demande de renseignements 2 (note économique CL - EDF Areva reactor - RFI2 - 3 mai 2017, paragraphes 1.53 à 1.68).

414 Formulaire CO, paragraphe 1835.

415 Formulaire CO, paragraphes 1840 à 1845.

416 Cf. note de TVO intitulée "Areva/EDF merger - nuclear market implications - TVO's concerns regarding future nuclear fuel competition and security of supply" (18 avril 2017).

417 Formulaire CO, paragraphe 1846. A cet égard, Westinghouse reconnait que la dépendance particulière de la France par rapport à la production d'électricité de source nucléaire peut justifier des mesures supplémentaires en termes de sécurité d'approvisionnement, notamment le maintien de stocks d'AC conséquents (cf. réponse de Westinghouse à la demande de renseignements du 4 mai 2017).

418 Cet élément a été corroboré par des éléments obtenus par la Commission auprès de Westinghouse démontrant l'existence de commandes de charges effectuées en urgence par EDF pour des volumes significatifs (cf. réponse de Westinghouse à la demande de renseignements du 13 mars 2017).

419 Formulaire CO, paragraphe 1848.

420 Formulaire CO, annexe 80 (Fondamentaux des Achats). Voy. également Formulaire CO, annexe 138.

421 Cf. réponses aux questions 30 et 31 du questionnaire Q5 - fournisseurs d'assemblages de combustible.

422 Cf. réponses à la question 59.1 du questionnaire Q1 - opérateurs de centrales nucléaires. TVO a également souligné de son côté que: "Nuclear fuel sourcing strategies have recently changed in the industry. Nuclear operators are seeking more than one supplier for the same reactor, but also change the supplier from time to time" ("Areva/EDF merger - nuclear market implications - TVO's concerns regarding future nuclear fuel competition and security of supply" (18 avril 2017)).

423 En projetant la demande actuelle des réacteurs restant ouverts après [Confidentiel] (cf. Annexe 118), la demande d'électriciens tiers tournerait autour de [Confidentiel] t/an. Cette demande ne prend pas en compte les réacteurs en cours de construction comme l'EPR OL3 car les premiers cœurs sont fournis par New NP.

424 Une stratégie de verrouillage de la clientèle pourrait certes avoir comme conséquence l'éviction de Westinghouse. Cependant, même dans ce cas de figure, ENUSA et TVEL continueront à concurrencer New NP pour la demande d'électriciens tiers.

425 Un gain additionnel de la moitié de la demande contestable sans augmentation de prix aux électriciens tiers de la part de New NP conduirait à un bénéfice net négatif de - EUR [Confidentiel] millions.

426 Formulaire CO, paragraphe 1882.

427 Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec GNF/GENUSA du 13 juillet 2016, paragraphe 9.

428 Cf. réponse à la question 1 de la demande de renseignements du 26 janvier 2017.Westinghouse coordonne également un consortium de partenaires européens visant à terme à sécuriser l'approvisionnement en combustible nucléaire des 18 réacteurs VVER actuellement en service en Bulgarie, République tchèque, Finlande, Hongrie et Slovaquie (Formulaire CO, paragraphe 1704).

429 Cf. réponse de Westinghouse à la demande de renseignements du 26 janvier 2017.

430 Cf. Formulaire, paragraphe 26. L'intérêt stratégique des Parties à promouvoir la technologie EPR et [Confidentiel], contredisent les craintes exprimées par TVO quant à un risque de désintérêt des fournisseurs d'AC pour les réacteurs EPR et de New NP pour les réacteurs EPR n'appartenant pas au parc d'EDF (cf. note de TVO intitulée "Areva/EDF merger - nuclear market implications - TVO's concerns regarding future nuclear fuel competition and security of supply" (18 avril 2017)).

431 Voy., par exemple, la réponse de Vattenfall à la question 66 du questionnaire Q1 - opérateurs de centrales nucléaires et la note de TVO intitulée "Areva/EDF merger - nuclear market implications - TVO's concerns regarding future nuclear fuel competition and security of supply" (18 avril 2017).

432 Lignes directrices non-horizontales, paragraphe 78.

433 Cf. minutes de la réunion avec Westinghouse du 19 janvier 2017.

434 Le manuel Fondamentaux des Achats d'EDF contient un chapitre intitulé [Confidentiel].

435 Formulaire CO, Annexe 109, article 19.

436 Cf. note de bas de page 299 de la présente décision.

437 [Accord confidentiel] (cf. réponse d'EDF à la demande de renseignements 4 - 2ième partie, paragraphes 8-11).

438 Idem, paragraphes 13 et 14. [Confidentiel].

439 Formulaire CO, annexes 148 et 149.

440 Cf. réponse d'EDF à la demande de renseignements 4 - 2ième partie, paragraphe 12.

441 Selon des informations publiquement disponibles, il apparaît que Westinghouse a eu plusieurs relations commerciales avec le groupe verticalement intégré Kepco (cf. http://www.world-nuclear.org/information-library/country-profiles/countries-o-s/south-korea.aspx#ECSArticleLink6 ou http://www.world-nuclear-news.org/newsarticle.aspx?id=24614).

442 Formulaire CO, paragraphe 1860.

443 Idem.

444 Il est rappelé que l'Italie, le Portugal et la Grèce, où EDF est marginalement présente sur le marché de la production et de la vente en gros d'électricité, ne disposent pas de capacité nucléaire.

445 Part de marché estimée après liquidation de la société Elcogas.

446 Ibid.