ADLC, 29 janvier 2021, n° 21-DCC-18

L’Autorité de la concurrence,

Vu le dossier de notification adressé complet au service des concentrations le 23 décembre 2020, relatif à la prise de contrôle conjoint de la société Dijon Métropole Smart Energhy par Dijon Métropole et par les sociétés Storengy et Rougeot Énergie Invest, formalisée par une lettre d’intérêt en date du 7 octobre 2020 et un pacte d’associés signé entre les parties le 18 décembre 2020 ; Vu le livre IV du code de commerce relatif à la liberté des prix et de la concurrence, et notamment ses articles L. 430-1 à L. 430-7 ; Vu les éléments complémentaires transmis par les parties notifiantes au cours de l’instruction ; Vu les autres pièces du dossier ;

Adopte la décision suivante :

Résumé1

Aux termes de la décision ci-après, l’Autorité a procédé à l’examen de la prise de contrôle conjoint de la société Dijon Métropole Smart Energhy par Dijon Métropole et par les sociétés Storengy et Rougeot Énergie Invest.

Dijon Métropole Smart Energhy (DMSE) exploitera deux stations de production et de distribution d’hydrogène dans l’agglomération dijonnaise, qui alimenteront notamment les camions bennes collectant les déchets et les bus de transport en commun de l’agglomération de Dijon, tous ces véhicules étant équipés de pile à combustibles. DMSE produira cet hydrogène par électrolyse de l’eau, procédé qui n’émet aucune pollution mais se révèle plus coûteux que la méthode plus traditionnelle de production de l’hydrogène (le vaporéformage). Le projet prévoit en outre de n’alimenter les électrolyseurs qu’avec de l’électricité issue des énergies renouvelables.

Outre les marchés de l’électricité que l’Autorité a examinés à plusieurs reprises par le passé, l’opération concerne le secteur de la production et de la distribution d’hydrogène ainsi que le secteur du développement, de la construction et de l’installation de stations à hydrogène, que l’Autorité examine ici pour la première fois.

S’agissant du marché de la production d’hydrogène, bien que les molécules d’hydrogène produites par les différents procédés soient identiques, l’instruction a pu mettre en évidence une différence notable entre le vaporeformage et l’électrolyse de l’eau, s’agissant de leur impact environnemental et de leurs coûts de production. Il apparait également qu’il existe, toujours pour des raisons environnementales, une demande spécifique de production d’hydrogène par électrolyse, liée notamment à des besoins de mobilité, qui ne saurait être satisfaite par la production issue du vaporeformage du méthane, pourtant moins coûteuse. Toutefois, compte tenu du caractère naissant de ces nouveaux besoins en hydrogène décarboné, et du volume très marginal que représente cette production, l’Autorité considère qu’une segmentation du marché de la production d’hydrogène selon le procédé de production ou les usages auquel il est destiné n’est, à ce jour, pas justifiée. Pour ce qui concerne la dimension géographique du marché, l’instruction conduit à retenir un périmètre géographique de 200 km autour des sites de production. La part de marché des parties et l’existence d’alternatives concurrentielles ont permis d’écarter tout risque d’atteinte à la concurrence sur ce marché.

S’agissant du marché de la distribution d’hydrogène, l’Autorité a analysé la dimension géographique qui pourrait être retenue et a constaté que la localisation des stations de distribution semblait répondre à deux contraintes distinctes. Pour les poids lourds, les usages devraient être liés aux grands axes autoroutiers, sur lesquels devraient être installés les stations de distribution. Pour les bus et les camions bennes, les stations de distribution d’hydrogène ont vocation à être installées dans les dépôts respectifs de ces flottes. En tout état de cause, l’Autorité a laissé ouverte cette question, dès lors qu’elle n’avait pas d’impact au cas d’espèce sur les résultats de l’analyse concurrentielle. L’installation des deux stations à hydrogène de DMSE, dans l’agglomération de Dijon, conduit nécessairement à la constitution d’un monopole local. Néanmoins, l’Autorité a considéré que, sur un marché émergent en phase d’expansion, les parts de marché élevées ne sont pas nécessairement indicatives d’un pouvoir de marché. Dans un tel contexte, l’Autorité ne tient pas compte uniquement de la part de marché des parties mais vérifie la possibilité, pour les concurrents actuels ou potentiels, de développer leur activité sur ce marché. Or en l’espèce, il ressort de l’instruction que des installations concurrentes sont susceptibles de s’implanter localement, en raison de de l’absence de barrières à l’entrée.

Compte tenu de l’importance de l’électricité dans le processus de production de l’hydrogène par électrolyse, l’Autorité a également apprécié les effets de l’opération sur le marché de la fourniture au détail d’électricité. À cette occasion, elle s’est interrogée sur la nécessité d’identifier un segment distinct de la fourniture au détail « d’électricité verte », regroupant les offres vertes d’électricité qui s’appuient sur de l’électricité produite à partir d’énergie renouvelable ou couverte par des certificats de garantie d’origine.

L’Autorité a constaté le développement croissant de ces offres qui s’appuient principalement sur le mécanisme des certificats de garanties d’origine. Elle a en outre souligné l’accroissement de la demande des consommateurs (entreprises, collectivités territoriales et particuliers) pour ces offres qui constituent le principal relais de croissance du marché de détail de l’électricité. Compte tenu de ces éléments, elle a constaté une moindre substituabilité entre la fourniture au détail d’électricité verte et celle de l’électricité traditionnelle ce qui semble suggérer l’existence d’un marché spécifique de fourniture au détail d’électricité verte. L’Autorité considère néanmoins que cette question peut être laissée ouverte, l’analyse concurrentielle demeurant inchangée, quelle que soit la segmentation retenue.

Au terme de son analyse, l'Autorité a donc autorisé cette opération sans la soumettre à des conditions particulières.

I. LES ENTREPRISES CONCERNÉES

1. Storengy, filiale contrôlée exclusivement par Engie, conçoit, développe et exploite des installations de stockage souterrain de gaz naturel et oriente son développement vers la production, le stockage et la fourniture d’énergies renouvelables. Storengy est active dans la production et le stockage de biométhane et de méthane de synthèse, dans les réseaux de chaleur et de froid et développe des projets d’électricité par géothermie. Storengy s’est aussi engagée dans le développement de projets territoriaux de production et d’utilisation d’hydrogène renouvelable, aucun de ces projets n’étant toutefois opérationnel.

2. Engie est un groupe industriel et de services, actif dans les secteurs du gaz, de l’électricité, ainsi que des services liés à l’énergie. Engie est notamment actif dans le secteur des énergies renouvelables, photovoltaïque, éolienne ou utilisant l’hydrogène. Dans le secteur de l’énergie photovoltaïque et éolienne, Engie développe, construit, exploite et assure la maintenance de centrales photovoltaïques et de parcs éoliens en France via ses filiales, comme par exemple la Compagnie Nationale du Rhône et Engie Green. S’agissant de ses activités dans le secteur de l’hydrogène, Engie est producteur et fournisseur d’hydrogène décarboné. Ses activités incluent la production, le transport, le stockage et la distribution d’hydrogène, via ses filiales GNVert et ENGIE Cofely H2, dont elle est l’unique actionnaire.

3. Rougeot Énergie Invest (ci-après, « Rougeot ») est une filiale à 100 % de la SAS ENT Hubert Rougeot Meursault, spécialisée dans les travaux publics, la construction, l’énergie et la viticulture. Via ses filiales Justy Ingénierie Énergies, Rougeot Énergie et Isthy, Rougeot est active dans le secteur des énergies renouvelables. Justy mène des activités d’assistance à maîtrise d’ouvrage et de développement de projets relatifs à l’hydrogène et aux énergies renouvelables, ainsi que des services de maintenance de parcs éoliens et des formations aux métiers de l’hydrogène. Rougeot Énergie réalise des projets hydrogène clés en main. Enfin, Isthy est un centre d’essai et de certifications des systèmes de stockage d’hydrogène.

4. Dijon Métropole est un établissement public de coopération intercommunale. Dijon Métropole exerce, au profit de ses adhérents, des compétences économiques et sociales, en matière de politique de la ville, d’habitat et d’aménagement des espaces. Dans le domaine de l’environnement, Dijon Métropole exerce notamment des compétences en matière de collecte et traitement des déchets, de lutte contre la pollution de l’air, de transition énergétique et d’élaboration et d’adoption du plan climat-air-énergie territorial. Ce plan est établi en cohérence avec les objectifs nationaux en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre, d'efficacité énergétique et de production d'énergie renouvelable.

5. Dijon Métropole Smart Energhy (« DMSE »), société par action simplifiée, a pour objet de développer un projet relatif à la construction, à la réalisation et à l’exploitation d’ouvrages de production et de distribution d’hydrogène et des stations de rechargement en hydrogène de véhicules sur le territoire administré par Dijon Métropole. Le projet comporte quatre tranches. La première correspond à la station de production et de distribution située dans le nord de l’agglomération. Cette station, d’une capacité de production de […] d’hydrogène par jour, doit entrer en exploitation début 2022. La deuxième tranche correspond à la station de production et de distribution située dans le sud de l’agglomération. Cette station, également d’une capacité de […] par jour, doit entrer en exploitation en janvier 2023. Les deux dernières tranches sont des tranches conditionnelles. Si elles sont effectivement mises en œuvre, elles conduiront à une hausse des capacités de production d’hydrogène dans chacune des deux stations.

II. L’OPÉRATION

6. L’opération notifiée est formalisée par une lettre d’intention en date du 7 octobre 2020 et un pacte d’associés en date du 18 décembre 2020. Il ressort de ces documents que l’opération conduit à l’acquisition par Storengy de […]% du capital et des droits de vote de la société DMSE, jusqu’alors conjointement détenue par Rougeot et Dijon Métropole. À l’issue de l’opération, les deux actionnaires historiques détiendront respectivement […]% et […]% du capital et des droits de vote de DMSE.

7. Conformément au projet de statuts et au pacte d’actionnaires de DMSE, certaines décisions stratégiques seront adoptées à la majorité qualifiée des associés, c’est-à-dire au « vote positif d’associés présents ou représentés détenant au moins 70 % des droits de vote ». Par ailleurs, la mise en œuvre des tranches conditionnelles du projet sera votée à l’unanimité des membres du comité de direction (article 7.2 du projet de pacte d’associé) ainsi que toutes les décisions relatives aux investissements et à la construction de tout ou partie du projet et à l’approbation du plan d’affaires et des orientations stratégiques de la société (article 8.2.3 du projet de pacte d’associés). Compte tenu de ces éléments, il convient de considérer que Storengy, Rougeot et Dijon Métropole exerceront conjointement un contrôle sur DMSE.

8. La société cible est par ailleurs une entreprise de plein exercice qui accomplit, de manière durable, toutes les fonctions d’une entreprise autonome.

9. Tout d’abord, le caractère durable de l’entreprise est établi à l’article 6 des statuts de la société, qui fixe une durée maximum de 99 ans. Ensuite, DMSE disposera d'un budget et gérera les consommations et la facturation de ses clients. Elle aura un budget comptabilité et un budget d’assistance à maîtrise d'ouvrage pour la gestion d'actifs. Enfin, DMSE opérera de façon indépendante sur le marché. DMSE exploitera les stations de production et de distribution d’hydrogène et fournira en hydrogène les camions bennes et les bus de Dijon Métropole, ces activités de collecte des déchets et de transport par bus étant confiée à des opérateurs privés. DMSE fournira également de l'hydrogène à des clients finaux tiers, comme des opérateurs de trains régionaux par exemple. [confidentiel]. D'autres partenariats pourront également être envisagés, dans un rayon de 200 kilomètres environ autour de Dijon.

10. En ce qu’elle se traduit par la prise de contrôle conjoint par Storengy, Rougeot et Dijon Métropole de DMSE, entreprise de plein exercice, l’opération constitue une concentration au sens de l’article L. 430-1 du code de commerce.

11. Les entreprises concernées réalisent ensemble un chiffre d’affaires total sur le plan mondial de plus de 150 millions d’euros (notamment, Engie : 60,1 milliards d’euros pour l’exercice clos au 31 décembre 2019 ; Rougeot Groupe : […] millions d’euros pour le même exercice2). Deux de ces entreprises réalisent, en France, un chiffre d’affaires supérieur à 50 millions d’euros (Engie : 24,2 milliards d’euros pour l’exercice clos au 31 décembre 2019 ; Rougeot Groupe : [>50] millions d’euros pour le même exercice). Compte tenu de ces chiffres d’affaires, l’opération ne revêt pas une dimension européenne. En revanche, les seuils de contrôle mentionnés au I de l’article L. 430-2 du code de commerce sont franchis. La présente opération est donc soumise aux dispositions des articles L. 430-3 et suivants du code de commerce, relatives à la concentration économique.

III. DÉLIMITATION DES MARCHÉS PERTINENTS

12. Les parties sont simultanément actives dans le secteur de l’hydrogène. Compte tenu du processus de production de ce gaz, les marchés concernés par la présente opération sont ceux de l’hydrogène (A.) et de l’électricité (B.).

A. LES MARCHES DE L’HYDROGENE

13. Ni l’Autorité de la concurrence, ni la Commission européenne n’ont eu à ce stade à analyser d’opérations dans le secteur de la production et de la distribution d’hydrogène. La décision Praxair / Linde3 de la Commission européenne présente certes différents marchés du gaz : les gaz industriels, les gaz médicaux et les gaz spéciaux. Au sein des gaz industriels, la Commission précise que les différents gaz ne sont pas substituables et, s’agissant de l’hydrogène, considère qu’il convient de segmenter le marché selon les modalités de fourniture en distinguant :

- la fourniture en grande quantité (plus de 300 kg/jour), par le biais d’usines de production colocalisées aux sites clients ;

- la fourniture par le biais de petites usines de production, colocalisées aux sites clients (moins de 300 kg/jour) ;

- la fourniture sous forme liquide. Une fois liquéfié, le gaz est transporté par camion ou par le rail et ;

- la fourniture en bouteille.

14. Compte tenu de la nature de l’opération, qui concerne spécifiquement le secteur de la production d’hydrogène, il y a lieu d’affiner cette définition de marché. Seront successivement analysés les marchés relatifs à l’activité de production et de distribution d’hydrogène (1.) et ceux relatifs au développement, à la construction et à l’installation de stations d’hydrogène (2.).

1. LES MARCHES RELATIFS A LA PRODUCTION ET A LA DISTRIBUTION D’HYDROGENE

a) Marchés de produits et services La production d’hydrogène

15. L’hydrogène utilisé dans les différentes applications industrielles est une molécule composée de deux atomes d’hydrogène, le dihydrogène ou H2. Il est très peu présent à l’état naturel où l’atome d’hydrogène est le plus souvent associé à d’autres éléments, comme de l’oxygène (eau) ou le carbone (composés organiques tels que les hydrocarbures).

16. Il existe différentes méthodes de production d’hydrogène.

17. En Europe et en France, 90 % à 95 % de l’hydrogène est produit par vaporeformage du méthane. Ce procédé fait réagir du méthane en présence de vapeur d’eau et produit, d’une part, du dihydrogène et, d’autre part, du dioxyde de carbone. Bien que des solutions techniques permettent de capter et de stocker une partie du dioxyde de carbone produit, le vaporeformage du méthane demeure un procédé fortement émetteur de gaz à effet de serre. Ce procédé alimente la plus grande partie de besoins industriels en raison de son faible coût de production, qui peut être estimé à 1,5 €/kg4.

18. La production d’hydrogène par électrolyse de l’eau constitue une alternative au vaporeformage. Ce procédé consiste à soumettre les molécules d’eau à un courant électrique, pour les dissocier en dioxygène, d’une part, et en dihydrogène, d’autre part. L’électrolyse en elle-même ne dégage pas de dioxyde de carbone. Toutefois, dans le cadre d’une évaluation globale de l’impact environnemental de cette énergie, il convient de tenir compte de la manière dont est produite l’électricité utilisée dans la réaction. Dans le cas où l’électricité utilisée est produite à partir de sources qui n’émettent pas de dioxyde de carbone, l’hydrogène sera produit sans aucune émission de gaz à effet de serre. Le coût de production de l’hydrogène par électrolyse est très dépendant des conditions d’approvisionnement en électricité. Aujourd’hui, son coût de production est néanmoins plus élevé, et serait compris entre 3,5 et 5 €/kg5.

19. La production d’hydrogène par électrolyse devrait connaître une forte croissance dans les prochaines années sous l’impulsion des plans européens et nationaux de lutte contre le réchauffement climatique qui fixent des objectifs en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Le plan français de développement de l’hydrogène décarboné fixe ainsi un objectif de 6,5 GW d’électrolyseurs installés en 20306.

20. L’hydrogène produit par l’une ou l’autre de ces méthodes est ensuite utilisé pour différents usages, notamment :

- L’usage industriel : l’hydrogène est ainsi utilisé dans le raffinage des produits pétroliers et la production d’engrais. Il est également utilisé dans d’autres industries comme la production de verre, l’électronique, la métallurgie ou l’industrie agro-alimentaire.

- L’énergie : l’hydrogène est utilisé pour alimenter des piles à combustibles permettant de produire de l’électricité afin de couvrir des besoins d’éclairage et de chauffage de bâtiments ou d’immeubles d’habitation.

- La mobilité : l’hydrogène est alors utilisé pour alimenter des piles à combustibles permettant d’alimenter en électricité des véhicules légers ou industriels (poids lourds, bus, bennes à ordure…). Le développement de véhicules industriels alimentés à l’hydrogène constitue le principal axe de développement de cet usage, puisqu’il permettra de remplacer des véhicules qui émettent du dioxyde de carbone pour parcourir de longs trajets.

21. Ces deux derniers usages restent néanmoins, à ce jour, beaucoup plus marginaux que l’usage industriel.

22. Enfin, l’hydrogène peut être utilisé sous deux formes distinctes. En effet, après sa production, l’hydrogène peut être stocké ou utilisé sous forme gazeuse ou sous forme liquide. La liquéfaction de l’hydrogène est néanmoins rarement mise en œuvre et réservée à des usages très spécifiques comme les lanceurs spéciaux et les satellites. La liquéfaction permet en effet de réduire très sensiblement le volume d’hydrogène mais se révèle coûteuse. Elle nécessite notamment une grande quantité d’énergie pour refroidir le gaz à une température de – 253 °C. Son stockage est également délicat car il doit permettre de maintenir l’hydrogène à cette température. Compte tenu de la nature des activités des parties en l’espèce, il n’y a lieu de s’intéresser qu’à la production d’hydrogène gazeux.

23. L’ensemble des éléments qui précèdent conduit à identifier un marché de l’hydrogène gazeux utilisé, d’une part, pour des applications industrielles et, d’autre part, dans le cadre d’usages liés à des objectifs environnementaux, sous-tendus par des besoins liés à la décarbonation de l’économie. Si ces derniers représentent aujourd’hui de faibles volumes d’achats, ils ne sauraient être satisfaits par de l’hydrogène produit par des procédés fortement émetteurs de dioxyde de carbone.

24. Du point de vue de l’offre, ce type d’hydrogène gazeux peut être produit par différents moyens. Si la production par vaporeformage du méthane permet de produire de très grandes quantités d’hydrogène à faible coût, elle a, en général, une empreinte carbone importante. Des procédés sont toutefois actuellement mis en place pour capter le dioxyde de carbone sur ces unités de production. Quant à la production par électrolyse, elle n’est pas en elle-même émettrice de dioxyde de carbone, mais elle offre un coût de production élevé et ne permet pas à ce stade de produire des quantités aussi importantes que le vaporeformage. En outre, ses conséquences environnementales dépendent de l’origine de l’électricité utilisée.

25. Le développement de la filière décarbonée de production de l’hydrogène en est toutefois à ses prémisses, ne représentant qu’une part très limitée de l’offre et de la demande sur le marché. Les conséquences de la production d’hydrogène sur l’environnement sont variables selon le type de technologie et les intrants utilisés. Il résulte de l’instruction que l’hydrogène dit « vert » peut ainsi résulter de différents procédés de production, selon le point de vue de l’interlocuteur et qu’aucune définition légale n’a, à ce jour, été finalisée. En conséquence, il apparaît prématuré de segmenter, à ce jour, le marché de la production d’hydrogène selon le processus de production ou l’usage. Une telle segmentation ne sera donc pas retenue dans le cas d’espèce. L’évolution du secteur, d’un point de vue technologique ou réglementaire, pourrait toutefois conduire à revenir sur cette analyse.

26. S’agissant du transport de l’hydrogène, dans des conditions normales de température et de pression, l’hydrogène est sous forme gazeuse et occupe un volume important (11m3 pour 1 kg), ce qui contraint les possibilités de son transport.

27. Cette contrainte technique est la raison pour laquelle les industries qui consomment chaque jour plusieurs tonnes d’hydrogène disposent d’un site de production sur le lieu même de sa consommation. Le transport de courte distance entre le site de production et le site de consommation est alors effectué par pipeline.

28. Pour des usages moins intensifs, l’hydrogène est compressé puis transporté, le plus souvent par camions, chaque camion pouvant transporter, selon les parties notifiantes, de 200 kg à 400 kg d’hydrogène gazeux.

29. En l’espèce, le projet développé par les parties, à travers la société DMSE, consiste à produire de l’hydrogène décarboné à des fins de mobilité. Les clients seront, à titre principal, les délégataires de service public ayant en charge la collecte des ordures ou les transports en commun par bus de l’agglomération dijonnaise. Ils pourront également être des particuliers, des professionnels ou des entreprises disposant de véhicules dotés de pile à combustibles. Une partie de l’hydrogène produit a également vocation à être vendu et transporté vers des clients tiers, situé en dehors de l’agglomération.

30. Compte tenu des éléments qui viennent d’être exposés, il y a lieu d’analyser les effets de l’opération sur le marché de la production d’hydrogène gazeux (lequel inclut la production et le transport du gaz), sans qu’une segmentation de ce marché ne soit, à ce jour, justifiée. DMSE et Storengy sont tous deux actifs sur ce marché.

La distribution au détail d’hydrogène

31. Compte tenu des activités des parties dans le cas d’espèce, seules seront analysées les modalités de distribution au détail d’hydrogène à des fins de mobilité. Le développement de ce nouveau besoin requiert que le gaz soit distribué au détail, afin de permettre l’approvisionnement des véhicules.

32. L’hydrogène utilisé par les différents véhicules est strictement identique, seul diffère le niveau de compression du gaz. En effet, les véhicules légers disposent de réservoirs de taille réduite, ce qui requiert, dans la plupart des cas, l’utilisation d’hydrogène compressé à 700 bars. Au contraire, compte tenu de leur taille, les véhicules lourds peuvent être équipés de réservoirs de plus grande taille, et ainsi utiliser de l’hydrogène compressé seulement à 350 bars.

33. Les parties notifiantes précisent toutefois qu’une station à 350 bars peut ravitailler la moitié d’un véhicule à 700 bars. En outre, il existe aujourd’hui des stations qui distribuent à la fois de l’hydrogène à 350 et 700 bars.

34. En tout état de cause, il n’y a pas lieu de trancher la question d’une éventuelle segmentation du marché de la distribution d’hydrogène à des fins de mobilité selon le niveau de compression du gaz, les conclusions de l’analyse concurrentielle restant inchangées, quelle que soit la délimitation retenue.

35. En l’espèce, DMSE et Engie sont toutes deux actives sur ce marché.

b) Marchés géographiques Production d’hydrogène

36. Si l’hydrogène gazeux peut être transporté, les coûts résultant d’un tel déplacement doivent être comparés aux coûts d’installation d’une unité de production décentralisée. Les producteurs d’hydrogène font ainsi un arbitrage entre l’allongement des trajets et la création de sites de production supplémentaires.

37. La plupart des industriels contactés dans le cadre de l’instruction de la présente opération ont évoqué une distance de 200 kilomètres comme étant celle au-delà de laquelle, pour des livraisons récurrentes, il devient préférable d’installer une unité de production supplémentaire. Dans ces conditions, il y a lieu de considérer que le marché géographique de la production d’hydrogène, entre son site de production ou de stockage et son site de consommation peut être défini par une zone de 200 kilomètres autour du site de départ.

38. En l’espèce, les effets de l’opération s’agissant de la production d’hydrogène seront donc analysés au niveau national et sur une zone de 200 kilomètres autour des deux sites de production de DMSE.

Distribution au détail d’hydrogène

39. Il existe à ce jour uniquement une trentaine de stations de distribution d’hydrogène opérationnelles sur le territoire français, distantes d’en moyenne 300 kilomètres. La situation actuelle ne permet donc pas d’avoir une vision précise de la « zone d’attractivité » d’une station de distribution d’hydrogène, le réseau étant en cours de déploiement.

40. L’instruction a toutefois permis de faire émerger une différence entre l’approvisionnement des véhicules légers, plutôt utilisés par des particuliers, et celui des véhicules industriels, qui ont un usage professionnel.

41. Si l’utilisation d’hydrogène pour des véhicules légers pourrait nécessiter un maillage assez fin du territoire en points d’approvisionnement, il ressort des entretiens menés lors de l’instruction que ce type d’utilisation ne constitue pas l’axe de développement privilégié du marché. En effet, si de tels véhicules existent déjà sur le marché, ils offrent un service similaire à celui des véhicules électriques, tout en étant plus onéreux.

42. En revanche, l’utilisation de l’hydrogène pourrait se développer davantage pour les véhicules industriels (poids lourds, bus, camions bennes à ordure…). Elle permettrait en effet de remplacer des technologies émettrices de dioxyde de carbone mais garantirait aux véhicules la possibilité de parcourir une grande distance.

43. Dans un tel contexte, l’avènement d’un réseau de distribution d’hydrogène qui se rapprocherait du modèle de distribution des carburants routiers, fondé sur un maillage fin du territoire en stations-service, ne semble pas plausible. L’utilisation de l’hydrogène pour des véhicules industriels semble en revanche conduire à une localisation plus lâche des centres de distribution sur le territoire, répondant à deux contraintes distinctes.

44. D’une part, s’agissant des poids lourds, les usages devraient être liés aux grands axes autoroutiers, sur lesquels devront être installés les stations de distribution. La taille de zone de la chalandise retenue devrait donc être en lien avec l’autonomie des camions, qui devrait atteindre 500 à 800 kilomètres.

45. S’agissant des bus et des camions bennes, la problématique est un peu différente. En effet, si ces véhicules ont généralement vocation à parcourir des distances importantes, correspondant à la tournée de ramassage des ordures ou au parcours des lignes de transport par bus, ils sont de retour chaque jour dans leurs dépôts respectifs. Les stations de distribution d’hydrogène ont donc vocation à être installées dans ces dépôts.

46. En tout état de cause, la question de la délimitation exacte du marché de la distribution d'hydrogène peut être laissée ouverte dans la mesure où, l'opération n'est pas susceptible d'entraîner des problèmes de concurrence sur ledit marché.

2. LE MARCHE DU DEVELOPPEMENT, DE LA CONSTRUCTION ET DE L’INSTALLATION DE STATIONS A HYDROGENE

47. Ni la Commission européenne ni l’Autorité de la concurrence ne se sont prononcées sur la délimitation d’un éventuel marché du développement, de la construction et de l’installation des stations à hydrogène. L’une et l’autre se sont néanmoins prononcées sur des marchés proches.

48. En particulier, la Commission européenne a défini le marché amont du développement, de la construction et de la gestion (ou « promotion ») de parcs éoliens7 comme : « comprenant essentiellement les étapes suivantes : (i) choix de la localisation et évaluation des conditions de vent, (ii) procédures administratives et autorisations environnementales, (iii) acquisition des droits nécessaires sur le lieu d’implantation et des générateurs, (iv) licence pour raccorder le parc éolien au réseau de transport, (v) construction et (vi) démarrage ».

49. La Commission a envisagé deux périmètres alternatifs pour ce marché, visant (i) soit le développement et la gestion de parcs éoliens à usage interne ou en vue de leur vente à des tiers,

(ii) soit le développement et la gestion de parcs éoliens exclusivement en vue de leur vente à des tiers8. Elle a également laissé ouverte la question de savoir si le marché du développement, de la construction et de la gestion des parcs éoliens comprend les services de maintenance des fermes9.

50. S’agissant du marché géographique, la Commission a envisagé un marché du développement, de la construction et de la gestion de parcs éoliens au niveau national10.

51. Cette pratique a été reprise par l’Autorité11.

52. Par analogie, les parties notifiantes ont proposé de transposer cette analyse au marché du développement, de la construction et de l’installation des stations à hydrogène.

a) Les marchés de services

53. À titre liminaire, compte tenu de la nature du projet, seul sera analysé ici le marché du développement, de la construction et de l’installation des stations de distribution d’hydrogène mettant en œuvre des électrolyseurs12.

54. Les stations à hydrogène qui seront exploitées par DMSE sont composées de trois éléments :

- un électrolyseur ;

- une unité de stockage de l’hydrogène produit, comprenant également les compresseurs ;

- une unité de distribution.

55. Si le projet envisagé dans le cadre de la présente opération implique que production et distribution seront colocalisées, tel n’est pas toujours le cas13.

56. À l’instar de la pratique décisionnelle de la Commission européenne et de l’Autorité en matière de parc éolien, il pourrait également être envisagé deux périmètres alternatifs pour ce marché, visant (i) soit le développement, la construction et l’installation de stations à hydrogène à usage interne ou en vue de leur vente à des tiers, (ii) soit le développement, la construction et l’installation de stations à hydrogène exclusivement en vue de leur vente à des tiers.

57. L’inclusion des services de maintenance dans ce marché du développement, de la construction et de l’installation de stations à hydrogène pourrait également être envisagée, tout comme une segmentation entre les stations disposant de leur propre électrolyseur et celles n’assurant que la distribution.

58. En tout état de cause, il n’y a pas lieu de conclure sur la délimitation précise de ce marché, les conclusions de l’analyse concurrentielle demeurant inchangées, quelle que soit la définition retenue.

59. En l’espèce, Engie et Rougeot sont toutes deux actives sur ce marché.

b) Marchés géographiques

60. En matière de parc éolien, la Commission européenne et l’Autorité ont retenu un périmètre national14. Un périmètre identique pourrait être retenu s’agissant du marché du développement, de la construction et de l’installation de stations à hydrogène.

61. En tout état de cause, il n’y a pas lieu de conclure sur la délimitation précise de ce marché, les conclusions de l’analyse concurrentielle demeurant inchangées, quelle que soit la définition retenue. En l’espèce, les effets de l’opération sur le marché du développement, de la construction et de l’installation de stations à hydrogène seront analysés au niveau national.

B.   LES MARCHES DE L’ELECTRICITE

62. L’électricité constitue un intrant essentiel dans la production d’hydrogène par électrolyse. La pratique décisionnelle distingue le marché de la production et de la vente en gros d’électricité et le marché de la fourniture d’électricité au détail. En l’espèce, seul ce dernier marché sera concerné pas l’opération : DMSE y sera active en tant que demandeur et Engie en tant qu’offreur15.

1. LES MARCHES DE PRODUITS ET DE SERVICES

63. Les autorités de concurrence nationale et européenne distinguent, au sein de la fourniture au détail d’électricité, (i) la fourniture d’électricité au détail aux gros clients industriels et commerciaux, raccordés au réseau de transport et (ii) la fourniture d’électricité au détail aux petits clients industriels, commerciaux et résidentiels raccordés au réseau de distribution16. Cette délimitation a été envisagée dans la mesure où les gros clients industriels bénéficient d’offres individualisées fondées sur leur consommation réelle, tandis que les clients raccordés au réseau de distribution font l’objet d’une approche commerciale de masse et se voient attribuer un tarif en fonction du profil type de leur consommation. Ces derniers clients sont dits « profilés » : un profil type théorique leur est attribué en fonction de leurs caractéristiques en termes, notamment, d’activité professionnelle et d’équipements domestiques, de manière à pouvoir évaluer par avance leur consommation d’électricité17.

64. En outre, les autorités de concurrence ont envisagé de distinguer, au sein des clients « profilés »,

(i) les petits clients industriels et commerciaux et (ii) les clients résidentiels. En effet, ces deux segments de clientèle ont des profils de consommation distincts et la fourniture aux clients résidentiels est soumise à une réglementation spécifique résultant des obligations de service public qui ne s’appliquent pas aux clients professionnels18.

65. Les autorités de concurrence ont également envisagé de définir des marchés plus étroits de la fourniture d’électricité aux clients ayant souscrit un contrat de fourniture sur le marché libre19. Ainsi, l’Autorité a relevé que des offres de marché dont les prix sont librement fixés et des offres aux tarifs réglementés coexistent en France20.

66. Enfin, la présente opération conduit à s’interroger sur la pertinence de nouvelles segmentations, et notamment sur le fait qu’il puisse exister un marché spécifique de la fourniture au détail d’électricité verte.

67. Les parties notifiantes considèrent qu’une telle distinction n’est pas pertinente, compte tenu de l’absence de possibilité physique de distinguer les électrons d’électricité verte et non verte. Elles indiquent en outre que « [c]’est […] uniquement le critère de couverture du volume de consommation d’un client par des GO [Garanties d’Origine] qui assure le caractère « vert » de l’offre », rendant ainsi la distinction entre les deux offres non pertinente. Enfin, les parties notifiantes soulignent que « les offres d’électricité verte sont plutôt souscrites par des clients résidentiels, voire des sites petits professionnels et non par des gros clients industriels et commerciaux tels que DMSE ».

68. Ainsi que le relèvent les parties notifiantes, les offres de fournitures d’électricité verte se sont développées en s’appuyant en partie ou en totalité sur des certificats de garantie d’origine. Ces derniers permettent au producteur de garantir qu’une quantité d’électricité verte équivalente à celle fournie à ses clients a été injectée sur le réseau. Ces offres permettent donc aux opérateurs, au prix d’un investissement supplémentaire de l’offreur (lié à l’outil de production21 ou à l’achat de certificats de garantie d’origine), de construire des offres différenciées vis-à-vis des consommateurs, alors même qu’il n’est pas techniquement possible de distinguer entre les différents types d’électricité injectés dans le réseau.

69. Ainsi, à ce jour, la grande majorité des offres vertes se distinguent des offres traditionnelles en ce qu’elles adjoignent à l’approvisionnement en énergie, un approvisionnement en certificat en garantie d’origine, dont le coût d’achat est relativement réduit22. Une telle situation pourrait toutefois évoluer sous l’impulsion de certains opérateurs du marché qui proposent des offres vertes avec des « critères additionnels » qui viennent préciser le contenu exact de l’offre (par exemple, la source de production, l’emplacement du site de production, l’adéquation temporelle entre production et consommation) pour mieux répondre aux attentes des consommateurs en termes de transition énergétique.

70. Du point de vue de la demande, le développement de ces offres témoigne d’une appétence croissante des consommateurs pour l’électricité verte. Dans son rapport sur le fonctionnement des marchés de détail français de l’électricité et du gaz naturel pour les années 2018 et 2019, publié en novembre 2020, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a d’ailleurs constaté que « les offres vertes d’électricité constituent en 2018 et 2019 le relais principal de croissance des offres de marché ». Corrélativement, la demande en certificats de garantie d’origine a fortement augmenté entre 2015 et 2019 (couvrant des volumes qui sont passés de 10 TWh à 40 TWh).

71. S’agissant des clients industriels et commerciaux, le rapport de la CRE précité indique qu’au 31 décembre 2018, « 290 000 sites petits professionnels ont souscrit une offre 100 % verte, soit 7 % de l’ensemble des sites et 23 % des sites en offre de marché ». Il ajoute que « il existe une forte appétence des entreprises et des collectivités publiques pour la consommation d’électricité verte. Par ailleurs, les Power purchase agreement (PPA) signés par certains grands consommateurs commencent à se développer, même si la France reste en retard dans ce domaine par rapport à d’autres pays européens ». Contrairement à ce qu’indiquent les parties notifiantes, il existe donc bien une demande spécifique des clients industriels et commerciaux en offre verte. Le contrat conclu par la cible s’agissant de son approvisionnement en électricité est d’ailleurs illustratif de ce mouvement puisque les parties notifiantes ont indiqué que « DMSE s’approvisionnera en énergie électrique auprès d’un agrégateur d’énergie qui se chargera de proposer une fourniture d’énergie électrique avec deux ou trois sources garanties en fonction de possibilités de mutualisation avec des sources de production d’énergie électrique verte et locale : (i) l’énergie électrique issue de l’unité de valorisation énergétique de Dijon Métropole, (ii) l’énergie électrique issue d’une production photovoltaïque locale et (iii) l’énergie électrique issue du réseau disposant de certificat vert d’origine garantie, et suivant les conditions d’un contrat d’achat d’énergie électrique dont les termes seront négociés de bonne foi entre les Parties. »

72. Compte tenu de ce qui précède, il apparaît que la fourniture au détail d’électricité verte n’est pas parfaitement substituable à celle de l’électricité traditionnelle, du point de vue de la demande et, dans une moindre mesure, de l’offre. Ce constat semble suggérer l’existence d’un marché spécifique de fourniture au détail d’électricité verte.

73. En tout état de cause, cette question peut être laissée ouverte, l’analyse concurrentielle demeurant inchangée quelle que soit la segmentation retenue.

2. MARCHES GEOGRAPHIQUES

74. La pratique décisionnelle considère les marchés de fourniture d’électricité comme étant de dimension nationale23. Il n’y a pas lieu de remettre en cause cette définition géographique à l’occasion de la présente analyse.

IV. ANALYSE CONCURRENTIELLE

75. Compte tenu des activités des parties, il convient d’examiner les effets horizontaux (A.), les effets verticaux (B.) ainsi que les risques de coordination entre sociétés mères (C.) susceptibles de résulter de la prise de contrôle conjoint, par Storengy, Rougeot et Dijon Métropole, de DMSE.

A. EFFETS HORIZONTAUX

1.  LE MARCHE DE LA PRODUCTION D’HYDROGENE

76. L’activité de DMSE n’ayant pas démarré, aucune part de marché ne lui est attribuable à ce jour. Le projet débutera en janvier 2022 avec un site de production d’une capacité de […]/jour, puis se poursuivra avec un second en janvier 2023 disposant d’une capacité de […]/jour. Le projet prévoit d’accroître progressivement la capacité de chacun des deux sites. DMSE pourrait ainsi disposer à terme d’une capacité de production de près de […]/jour d’ici à 2029.

77. Sur ce marché de la production d’hydrogène, l’activité d’Engie et de ses filiales reste également très limitée, les capacités installées à date étant de l’ordre de […]/jour. Au niveau national, les parts de marché cumulées des parties n’excèdent pas [5-10] % en 2020. Même si ces capacités de production ont vocation à augmenter au cours des années à venir, Engie ayant d’ores et déjà des projets d’implantations de stations de production et de distribution d’hydrogène qui devraient être opérationnels entre 2021 et 2023, les parties resteront confrontées à la concurrence d’opérateurs importants sur le marché français de la production d’hydrogène, que sont Air Liquide, Linde et Air Product.

78. En retenant un marché géographique limité à une zone d’environ 200 kilomètres autour des sites de production, il apparaît qu’Air Liquide dispose d’un site de production à Gueugnon (71), situé à 130 kilomètres de Dijon, ainsi qu’à Saint Fons (69), situé à 204 kilomètres de Dijon. Il convient également de noter que Linde dispose d’un site de production à Mulhouse (68), situé à 219 kilomètres de Dijon.

79. Engie n’est pas présente dans cette zone à ce jour. D’ici 2023, elle devrait déployer des infrastructures à Lyon, situées à environ 200 kilomètres de celles de DMSE.

80. Même s’il est impossible de déterminer quelles seront les parts de marché des principaux acteurs en présence à un horizon de quelques années, il existe donc des alternatives concurrentielles aux centrales à hydrogène qu’exploiteront les parties dans un rayon de 200 kilomètres autour de la ville de Dijon. Des distributeurs concurrents qui ne disposeraient pas de leur propre unité de production pourraient ainsi s’approvisionner dans des conditions raisonnables auprès d’autres fournisseurs.

81. Par ailleurs, il ressort des éléments recueillis lors de l’instruction que l’acquisition et la mise en œuvre d’un électrolyseur ne présente pas de difficulté majeure, ni du point de vue des investissements à réaliser, ni du point de vue des autorisations administratives nécessaires. Les normes de sécurité impliquent seulement de disposer de dégagements suffisants autour de ce type d’installation. Ainsi, un opérateur qui souhaiterait installer ou développer sa capacité de production d’hydrogène dans cette zone pourrait le faire sans rencontrer de difficulté.

82. Compte tenu de ce qui précède, l'opération n'est pas susceptible de porter atteinte à la concurrence par le biais d’effets horizontaux sur le marché de la production d’hydrogène.

2. LE MARCHE DE LA DISTRIBUTION AU DETAIL D’HYDROGENE

83. Au cas présent, à l'instar du marché de la production d'hydrogène, DMSE n'est pas active sur le marché de la distribution au détail d'hydrogène dans la mesure où les installations ne seront opérationnelles qu'à partir de 2022.

84. Engie a une présence marginale sur le marché de la vente au détail d'hydrogène par des stations de ravitaillement en hydrogène, via ses filiales GNVert et Engie Cofely H2.

85. Engie ne dispose pas de données suffisantes pour calculer précisément sa part de marché mais indique qu'en 2019, elle disposait d'une capacité installée en hydrogène de […] et de 18 stations de ravitaillement en France. En tout état de cause, Engie estime que sa part de marché, sur le marché de la vente au détail d'hydrogène par des stations de ravitaillement en hydrogène est inférieure à 5% sur le plan national.

86. Au niveau local, compte tenu du caractère innovant de ces installations, les stations de distribution d’hydrogène de DMSE se trouveront nécessairement en situation de monopole dans l’agglomération de Dijon. Le point de distribution au détail d’hydrogène le plus proche se trouve à Dôle, à environ 50 kilomètres.

87. Engie n’est quant à elle pas active dans cette zone. La station de distribution d’hydrogène d’Engie la plus proche de celle de DMSE est celle située à Lyon, à environ 200 kilomètres. Elle ne sera opérationnelle qu’en 2023.

88. Sur un marché émergent en phase d’expansion, les parts de marché élevées ne sont pas nécessairement indicatives d’un pouvoir de marché. En effet, elles ne reflètent pas le caractère dynamique du marché qui évolue rapidement, sous l’influence de l’innovation et de l’entrée de nouveaux opérateurs. En conséquence, dans un tel contexte, lors de son analyse des effets d’une opération, l’Autorité ne tient pas compte uniquement de la part de marché des parties mais veille à ce que l’opération qui lui est notifiée ne porte pas atteinte à la possibilité, pour les concurrents actuels ou potentiels, de développer leur activité sur le marché. Or en l’espèce, il ressort de l’instruction que des installations concurrentes sont susceptibles de s’implanter localement, compte tenu de l’absence de barrières à l’entrée.

89. Les parties précisent, en premier lieu, que si des autorisations administratives sont nécessaires pour l’installation d’une station de distribution ainsi que pour le stockage d’hydrogène, il n’existe pas à leur connaissance de quotas, ou autres restrictions réglementaires, qui viendraient localement en limiter le nombre.

90. S’agissant, en second lieu, de la disponibilité du foncier pour installer des stations d’hydrogène, il apparaît que la disponibilité des terrains en centre-ville est susceptible d’être un facteur limitant. Néanmoins, ainsi qu’il a été expliqué précédemment, le modèle de distribution de l’hydrogène devrait rester à moyen terme assez différent de celui que l’on observe pour les stations-service, puisqu’il sera principalement utilisé par des véhicules industriels, et notamment des poids-lourds. L’implantation de stations de distribution en centre-ville ne paraît donc pas une condition essentielle au développement de l’activité sur ce marché.

91. En outre, il ressort de l’instruction que, si la disponibilité du foncier devait être un élément déterminant dans la capacité des concurrents à s’implanter localement, les grands opérateurs pétroliers seraient en mesure de s’appuyer sur leurs réseaux de stations-service qui permettent, pour un certain nombre d’entre elles, d’accueillir des stations de distribution d’hydrogène. Or, les parties précisent que de nombreux acteurs actuellement actifs sur le marché des carburants conventionnels désirent entrer sur le marché de la distribution de dihydrogène, et ont, pour certains d’entre eux, déjà installé des stations de distribution. Ces réseaux constitueraient alors un avantage déterminant pour ce type d’opérateurs, qui, à l’instar de Total, sont entrés récemment sur le marché de la distribution au détail d’hydrogène et disposent déjà d’une marque bien établie.

92. Les parties précisent enfin qu’Air Liquide est active sur l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement en hydrogène, de la production au stockage, de la distribution au développement d’applications pour les utilisateurs finaux et pourrait donc se déployer dans la zone.

93. Compte tenu de ce qui précède, l'opération n'est pas susceptible de porter atteinte à la concurrence par effets horizontaux sur le marché de la vente au détail d'hydrogène par des stations de ravitaillement.

B. EFFETS VERTICAUX

94. Une concentration verticale est susceptible d’entraîner deux types de verrouillages : (i) le verrouillage du marché des intrants, lorsque l’entreprise intégrée refuse de vendre un intrant à ses concurrents en aval ou le leur fournit à un prix élevé, dans des conditions défavorables ou à un niveau de qualité dégradé et/ou (ii) le verrouillage de la clientèle, lorsque la branche aval de l’entreprise intégrée refuse d’acheter ou de distribuer les produits des producteurs actifs en amont et réduit ainsi leurs débouchés commerciaux. L’Autorité considère néanmoins qu’il est peu probable qu’une entreprise ayant une part de marché inférieure à 30 % sur un marché donné puisse verrouiller un marché en aval ou en amont de celui-ci24.

1. LE MARCHE DE LA FOURNITURE AU DETAIL D'ELECTRICITE ET LE MARCHE DE LA PRODUCTION D'HYDROGENE

95. Il existe un lien vertical entre les activités d’Engie sur le marché de la vente au détail d'électricité et celles de DMSE sur le marché de la production d'hydrogène.

96. En effet, la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau utilise comme matière première de l’eau et de l’électricité. Ainsi, compte tenu des consommations électriques nécessaires au fonctionnement d’un électrolyseur d’une capacité de […]/jour, DMSE sera cliente des fournisseurs opérant sur le marché de détail, parmi lesquels figure Engie. Compte tenu de sa consommation d’électricité, les parties notifiantes considèrent que DMSE serait considérée comme un gros client industriel et commercial. Dans ces conditions, il convient de déterminer si la création de ce lien vertical entre les deux entreprises présente un risque concurrentiel, d’une part, pour les concurrents d’Engie sur les différents segments du marché de la fourniture au détail d'électricité et, d’autre part, pour les concurrents de DMSE, sur le marché de la production d'hydrogène.

97. S’agissant en premier lieu du risque de verrouillage de la clientèle, il convient de relever que la consommation des électrolyseurs de DMSE, restera très limitée au regard des volumes nationaux, y compris à l’occasion de la mise en production des dernières phases du projet. Selon les parties notifiantes, la part d’achat de DMSE sur le segment de la fourniture d’électricité au détail aux gros clients industriels et commerciaux n’excédera pas [0-5] %, y compris dans l’hypothèse où serait identifié un segment de la fourniture d’électricité verte. Ainsi, compte tenu du poids de DMSE dans les achats d’électricité, que ce soit globalement ou sur un segment de l’électricité verte qui pourrait être reconnu, le risque de verrouillage de la clientèle peut être écarté.

98. S’agissant en second lieu du risque de verrouillage des intrants, il apparaît que la part de marché détenue par Engie sur le segment de la fourniture d’électricité au détail aux gros clients industriels et commerciaux, raccordés au réseau de transport, n’excède pas 15 %, quelle que soit la segmentation retenue, selon les estimations des parties notifiantes. Dès lors, l’opération n’est pas de nature à soulever des risques de verrouillage. Par ailleurs, EDF occupe encore une place prépondérante sur le marché de la fourniture au détail d’électricité, y compris sur les segments professionnels25. Dans ces conditions, le risque de verrouillage des intrants peut être écarté.

99. Compte tenu des éléments qui précèdent, l'opération n'est pas de nature à soulever des problèmes de concurrence par le biais de liens verticaux entre le marché de la fourniture au détail d’électricité et de la distribution au détail d'hydrogène.

2. LE MARCHE DU DEVELOPPEMENT, DE LA CONSTRUCTION ET DE L’INSTALLATION DE STATIONS D'HYDROGENE ET LE MARCHE DE LA FOURNITURE D'HYDROGENE

100. Il existe également un lien vertical entre les activités d’Engie et Rougeot, sur le marché amont du développement, de la construction et de l’installation de stations à hydrogène et celles de DMSE sur le marché de la distribution au détail d'hydrogène.

101. Les parties estiment que les parts de marché d’Engie et de Rougeot sur le marché amont du développement, de la construction et de l’installation de stations à hydrogène demeurent chacune inférieure à 10 %, quelle que soit la segmentation retenue. Les sociétés qui souhaitent se fournir en stations à hydrogène pourraient ainsi sans difficulté se tourner vers d’autres fournisseurs. Le risque de verrouillage des intrants peut ainsi être écarté.

102. Par ailleurs, DMSE n’exploitera que deux stations à hydrogène sur le territoire national, elle ne disposera ainsi d’aucune puissance d’achat susceptible de soulever des problèmes de concurrence vis-à-vis des concurrents de ses sociétés mères sur le marché amont du développement, de la construction et de l’installation de stations à hydrogène. Dans ces conditions, le risque de verrouillage de la clientèle peut aussi être écarté.

103. Compte tenu des éléments qui précèdent, l'opération n'est pas de nature à soulever de problème de concurrence par le biais de liens verticaux entre le marché du développement, de la construction et de l’installation de stations à hydrogène et le marché de la distribution au détail d'hydrogène.

C. ANALYSE DU RISQUE DE COORDINATION DES COMPORTEMENTS CONCURRENTIELS DES SOCIETES MERES DE DMSE

104. La création d’une entreprise commune est également susceptible d’inciter ses sociétés mères à coordonner leurs activités sur les marchés sur lesquels elles restent simultanément présentes. Les lignes directrices de l’Autorité précitées rappellent qu’un risque d’atteinte à la concurrence résultant de la coordination entre sociétés mères peut être envisagé si ces dernières restent simultanément présentes sur les mêmes marchés ou sur des marchés verticalement reliés à ceux sur lesquels l’entreprise commune opère. Une telle atteinte ne peut, en outre, être exclue a priori lorsque les sociétés mères sont simultanément présentes sur un marché distinct de celui de l’entreprise commune, la présence simultanée des entreprises sur plusieurs marchés étant également susceptible de faciliter la coordination de leurs comportements concurrentiels.

105. Conformément à la pratique décisionnelle de l’Autorité, exposée aux paragraphes 737 et suivants des lignes directrices précitées, le risque de coordination du comportement concurrentiel des sociétés-mères est analysé au regard de trois critères cumulatifs : l’existence d’un lien de causalité entre la création de l’entreprise commune et l’apparition du risque de coordination, le degré de vraisemblance de la coordination, qui doit présenter un intérêt économique pour les sociétés mères, et l’effet sensible sur la concurrence de la coordination.

106. En l’espèce, l’opération a pour effet d’élargir le contrôle conjoint exercé sur DMSE à une troisième société, Storengy, filiale d’Engie. Or, Engie et Rougeot, sociétés mères respectivement de Storengy et de Rougeot, sont toutes deux actives sur le marché du développement, de la construction et de l’installation de station à hydrogène qui présente un lien vertical avec l’activité de la cible, Rougeot étant active sur le marché de la distribution au détail d’hydrogène.

107. Toutefois, la cible ne représente qu’un poids très limité dans l’activité des parties. En outre, l’activité des parties sur le marché du développement, de la construction et de l’installation de station à hydrogène, sur lequel leurs parts de marché respectives ne dépassent pas 10 %, quelle que soit la segmentation retenue, ne représente qu’un poids marginal dans leur volume total d’activité. Les parties notifiantes ont en effet indiqué n’avoir ni conçu ni installé de stations à hydrogène avant cette opération. En conséquence, l’opération n’est pas de nature à porter atteinte à la concurrence par le biais d’une coordination des comportements concurrentiels des sociétés mères de DMSE.

108. Compte tenu des éléments qui précèdent, l’opération n’est pas de nature à porter atteinte à la concurrence sur les marchés concernés.

DÉCIDE

Article unique : L’opération notifiée sous le numéro 20-243 est autorisée.

NOTES :

1 Ce résumé a un caractère strictement informatif. Seuls font foi les motifs de la décision numérotés ci-après.

2 Dijon Métropole et DMSE n’ont réalisé, en 2019, aucun chiffre d’affaires.

3 Décision M.8480 – Praxair / Linde, du 20 août 2018.

4 http://www.afhypac.org/documents/toutsavoir/fiche_3.1.1_production_partir_de_fossiles_rev.sept2014_ta.pdf

5 https://www.afhypac.org/documents/tout-savoir/Fiche%203.2.1%20-%20Electrolyse%20de%20l%27eau%20rev%20Sept.%202019- 2%20ThA.pdf

6 Stratégie nationale pour le développement de l’hydrogène décarboné en France, Ministère de l’industrie, septembre 2020 (https://www.economie.gouv.fr/presentation-strategie-nationale-developpement-hydrogene-decarbone-france).

7 Décision COMP/M.5366 de la Commission européenne du 4 décembre 2008, Iberdrola Renovables/Gamesa et décision COMP/M.6540 de la Commission européenne du 10 mai 2012, Dong Energy Borkum Riffgrund I Holdco/Boston Holding/Borkum Riffgrund I Offshore Windpark.

8 Ibid.

9  Voir la décision COMP/M.6540 précitée.

10 Voir les décisions COMP/M.5366 et COMP/M.6540 précitées.

11 Décisions n° 16-DCC-189 du 29 novembre 2016 relative à la prise de contrôle conjoint des sociétés Les Moulins à Vent de Kermadéen et Eoliennes de la Chaussée Brunehault 3 par les sociétés Predica Prévoyance, Omnes Capital et Quadran et n° 17-DCC-67 du 26 mai 2017 relative à la prise de contrôle exclusif de la société La Compagnie du Vent par Engie.

12 Les vaporeformeurs sont des installations de très grandes tailles et qui nécessitent une installation sur-mesure.

13 Les stations de distribution qui servent aujourd’hui à alimenter la flotte de taxis Hype en région parisienne sont ainsi approvisionnées par camions, l’hydrogène étant produit par différents sites de production d’Air Liquide.

14 Voir les décisions COMP/M.5366 et COMP/M.6540 et 16-DCC-189 et 17-DCC-67 précitées.

15 Engie et Dijon Métropole sont tous deux actifs sur le marché de la production et de la vente en gros d’électricité. Toutefois, l’activité de Dijon Métropole sur ce marché est marginale et tout risque de coordination entre les mères sur ce marché peut donc être écarté.

16 Décision COMP/M.5549 de la Commission européenne du 12 novembre 2009, EDF/Segebel ; décision COMP/M.5170 de la Commission européenne du 19 juin 2008, E.On/Endesa Europa/Viesgo ; décision n° 09-DCC-28 de l’Autorité de la concurrence du 30 juillet 2009 relative à la prise de contrôle exclusif de la société POWEO par la société Österreichische Elektrizitätswirtschafts – Aktiengesellschaft ; et la décision n° 12-DCC-20 de l’Autorité de la concurrence du 7 février 2012 relative à la prise de contrôle exclusif d’Enerest par Électricité de Strasbourg.

17 Voir les décisions n° 09-DCC-28 et n° 12-DCC-20 précitées.

18 Voir la décision COMP/M.4994 de la Commission européenne du 29 avril 2008, Electrabel / Compagnie nationale du Rhône et la décision n°09-DCC-28 précitée.

19 Voir les décisions COMP/M.4994, n° 09-DCC-28 et n° 12-DCC-20, précitées.

20  Voir la décision n° 09-DCC-28 précitée.

21 En particulier, le coût de production de l’énergie solaire ou éolienne dépasse celui de l’électricité d’origine nucléaire. Seule l’énergie hydraulique est moins chère que les autres modes de production.

22 Selon les données publiées par la CRE en novembre 2020, les garanties d’origine sont vendues à un prix moyen compris entre 0,14 €/MWh et 0,63 €/MWh.

23 Voir les décisions n° 09-DCC-28 et n° 12-DCC-20 précitées.

24 Lignes directrices de l’Autorité de la concurrence relatives au contrôle des concentrations, § 453.

25 Le rapport 2018-2019 de CRE, publié en novembre 2020, indique que la part marché d’EDF, sur le marché résidentiel, demeure importante avec 74 % du marché (en nombre de sites). Sur le segment professionnel en revanche, la part marché d’EDF, toutes offres confondues, n’est plus que de 53 % (en volume) et sur les seules offres de marché (hors tarifs réglementés de vente), la part marché d’EDF n’est plus que de 48,5 % sur ce segment des professionnels.