Décisions

Commission, 26 octobre 2020, n° M.4180

COMMISSION EUROPÉENNE

Decision

GDF/Suez

Commission n° M.4180

26 octobre 2020

Objet: Affaire M.4180 - GDF/Suez

Décision de la Commission au sujet de la demande d’Engie du 15 mai 2019 de levée d’engagements en application de la clause F.II.(ii) des Engagements annexés à la décision de la Commission du 14 novembre 2006 et révisés par la décision de la Commission du 28 octobre 20111

Madame, Monsieur,

(1) Le 15 mai 2019, Engie a formulé la demande de levée de certains engagements auxquels, à l’époque, Gaz de France-Suez s’était soumis dans l’affaire susmentionnée. Cette décision contient l’analyse de la Commission de la demande d’Engie.

1. LES FAITS

(2) Par une décision du 14 novembre 20062 (la « décision d’autorisation ») adoptée en application de l’article 8, paragraphe 2 du règlement (CE) n°139/2004 du Conseil du 20 janvier 2004 relatif au contrôle des concentrations entre entreprises (« le règlement CE sur les concentrations »)3, la Commission a déclaré compatible avec le marché commun et l’accord sur l’Espace Économique Européen,4 l’opération par laquelle le groupe Gaz de France (« GDF », France) fusionne, au sens de l’article 3, paragraphe 1, point a) dudit règlement avec le groupe Suez (« Suez », France, désormais ensemble, « Engie »), par voie d’échange d’actions, sous réserve de la mise en œuvre d’engagements annexés à la décision d’autorisation (les « Engagements »).

(3) Lors de son examen dans cette affaire, la Commission avait identifié de nombreux problèmes concurrentiels sur les marchés gaziers en France et en Belgique qui avaient été remédiés par des engagements proposés par les parties. Les Engagements comprenaient un certain nombre de cessions, d’investissements et de remèdes comportementaux.

(4) L’un des problèmes concurrentiels identifiés dans la décision d’autorisation résidait dans la capacité des fournisseurs de gaz (actifs dans le marché aval) de disposer d’un accès aux sites de stockage de gaz (dans le marché amont) à la suite de l’opération de concentration. La Commission avait considéré que les stockages souterrains constituaient une infrastructure essentielle au bon fonctionnement du marché du gaz naturel.5 Dans son analyse, la Commission avait soulevé les problèmes concurrentiels suivants : (a) D’une part, GDF était un groupe verticalement intégré qui exerçait à la fois des activités de fourniture de gaz et d’exploitation d’infrastructures gazières, et notamment des activités d’exploitation de stockage, ce qui faisait naître un risque de discrimination dans l’attribution de ces capacités. A cet égard, la Commission avait soulevé que l’accès prépondérant de GDF, et a fortiori de la nouvelle entité, aux infrastructures de gaz naturel, constituait une barrière à l’entrée pour les concurrents qui voudraient pénétrer les marchés situés en aval.6 La Commission avait noté que l’année précédant sa décision, GDF avait réservé près de 80-90% des capacités commercialisées en France en zone GRTgaz7 et les capacités de stockage réservées par Suez (via Distrigaz) étaient de 0-5% des capacités commercialisées par les groupements de stockage.8 (b) D’autre part, la Commission avait estimé que l’allocation de ces capacités de stockage demeurait opaque.9 Notamment, la Commission avait relevé (i) l’absence de pouvoir de régulation de la Commission de Régulation de l’Energie (« CRE ») en matière d’accès au stockage et d’allocation des capacités et (ii) les aspects discriminatoires du système d’accès des tiers aux infrastructures de stockage en place à l’époque.10

(5) Afin de remédier à ce problème concurrentiel, les parties s’étaient engagées à développer de nouvelles capacités de stockage de gaz qui devaient être proposées sur le marché par un mécanisme transparent et non-discriminatoire (l’Engagement dit « Engagement N°73 »). L’objectif de l’Engagement N°73 était de contribuer à réduire les barrières à l’entrée sur les marchés français de la fourniture de gaz, ce qui devait faciliter l’émergence de nouveaux acteurs sur ces marchés.

(6) Le texte initial de l’Engagement N°73 exigeait que :

(7) « Les Parties s’engagent à développer de nouveaux sites de stockage. Les capacités de stockage de ces sites, excédentaires par rapport aux droits d’accès à des capacités prévus dans le décret no.2006-1034 du 21 août 2006 et son arrêté d’application, seront proposées au marché par un mécanisme transparent et non discriminatoire (par exemple mécanisme d’enchères ou d’«open season»):

(8) […]

(9) une capacité de stockage de l’ordre de 60 Mm3 sur le site Alsace (ou sur un autre site à définir) disponible au plus tard en 2018, et pouvant être réservée avant fin 2009.

(10) Pour chacun de ces développements, un demandeur ne pourra se voir attribuer plus du tiers de la nouvelle capacité, tant que d’autres entreprises seront candidates. »

(11) En effet, l’Engagement N°73 était structuré en deux parties: les Parties s’engageaient premièrement à développer de nouveaux sites de stockage, et par la suite à les proposer au marché par le biais d’un mécanisme transparent et non-discriminatoire. Dans le cadre de cette mise sur le marché, les Parties devaient s’assurer qu’aucun demandeur ne puisse se voir attribuer plus du tiers de la nouvelle capacité, du moins tant que d’autres entreprises seraient candidates.

(12) Par la suite, la décision de la Commission du 28 octobre 2011 a amendé l’Engagement N°73 comme suit :

(13) « En ce qui concerne l’Engagement No73, la commercialisation des capacités de stockage du site de Hauterives (substitué au site Alsace) est reportée au 1 septembre 2013 au plus tard et doit être conduite selon les principes exposés par GDF Suez dans la demande finale du 18 juillet 2011. »

(14) Dans sa demande finale du 18 juillet 2011 visée par la décision de la Commission, Engie précisait les modalités de mise aux enchères de ces capacités, ainsi que la méthode de détermination du prix de réserve.

(15) Enfin, par une lettre du 28 juillet 2015, la Commission a admis que la cavité EZ20 du site Etrez substituée au site d’Hauterives, constituait la capacité supplémentaire de l’ordre de 60 millions de m3 qu’Engie devait construire pour respecter la « première partie de l’Engagement N°73 ». La Commission a souligné qu’Engie restait dans l’obligation d’offrir de façon continue la pleine capacité de la cavité EZ20 sur le marché, de manière transparente et non discriminatoire (« deuxième partie de l’Engagement N°73 »).

(16) Depuis 2017, Storengy a procédé de manière annuelle à la mise en vente des capacités d’EZ20, en conformité avec les modalités de commercialisation déterminées dans la deuxième partie de l’Engagement N°73.

(17) La deuxième partie de l’Engagement N°73 ne contient pas de limite dans le temps.

2. LA DEMANDE D’ENGIE DE LEVÉE DE LA DEUXIÈME PARTIE DE L’ENGAGEMENT N°73

(18) Par lettre du 15 mai 2019 adressée à la Commission, conformément à la clause F.II. (ii). des Engagements, Engie a exprimé une demande formelle de levée l'Engagement N°73. Engie considère qu’en raison des développements significatifs et durables qu’a connus le marché du stockage souterrain de gaz en France, les objectifs de l’Engagement N°73 sont pleinement remplis de manière durable, indépendamment du maintien de la deuxième partie de l’Engagement N°73 (Engie note que la première partie de l’Engagement N°73 a été respecté).

(19) Les capacités d’EZ20 ont été proposées à la vente chaque année au cours d’une enchère, séparément de la vente du reste des capacités salines. La seule différence entre les deux enchères est la règle limitant chaque acheteur potentiel des capacités EZ20 à un tiers des capacités mises en enchères. Engie considère que les modalités de commercialisation spécifiquement mises en œuvre pour EZ20 (règle du tiers) vont à l’encontre de la demande des acteurs du marché du stockage, qui souhaitent un maximum de simplicité. En fait, un des buts des changements dans la législation concernant le stockage du gaz (loi n°2017-1839 du 30 décembre 2017, soit la « loi hydrocarbures ») était de supprimer la complexité liée au ancien system d’obligations individuelles de souscriptions de capacités. La duplication des procédures d’enchère(une pour EZ20 et l’autre pour les capacités salines restantes) est génératrice de complexités supplémentaires pour les acheteurs potentiels en terme de stratégie d’achat puisqu’elle les oblige à soumettre et à gérer deux souscriptions pour des capacités disposants des mêmes caractéristiques techniques. Par ailleurs, l’organisation d’enchères limitées à un seul site et, plus encore, a une seule cavité est peu compréhensible pour le marché car non conforme aux pratiques habituelles.

3. L’AVIS DÉFINITIF DU MANDATAIRE

(20) Dans son rapport du 18 juin 2020, le mandataire a communiqué à la Commission son avis positif sur la demande d’Engie de levée de la deuxième partie de l’Engagement N°73 (ci-après « l’avis »).

(21) Premièrement, le mandataire considère qu’au fil des ans l’Engagement N°73 concernant EZ20 a été mis en œuvre par Storengy, filiale d’Engie, conformément au texte des Engagements et qu'il n'y a eu aucune indication de non-respect par Engie ou Storengy de la lettre ou de l'esprit de l’Engagement N°73. La commercialisation des capacités de la cuve EZ20 a été conforme aux exigences de l'Engagement N°73 et aucun des participants au processus d’enchères n’a obtenu plus du tiers de la capacité de la cuve EZ20.

(22) Deuxièmement, le mandataire considère qu'il y a eu des changements structurels sur le marché justifiant la levée de la deuxième partie de l’Engagement N°73. En ce sens, le mandataire note le renforcement et la diversification de l’approvisionnement en gaz du réseau français notamment via le marché international du gaz naturel liquéfié («GNL») et l’établissement d’une zone unique de distribution de gaz en France. Par ailleurs, le mandataire considère que la loi n°2017-1839 du 30 décembre 2017 contraint Storengy à garantir que toute commercialisation de ses capacités de stockage de gaz se fasse de manière transparente et non discriminatoire.

(23) Troisièmement, le mandataire note que les décisions de Storengy relatives au développement ou à la fermeture d’infrastructures de stockage sont directement liées aux exigences réglementaires introduites par la loi n°2017-1839 du 30 décembre 2017. Sur cette base, Storengy [Précision sur l’offre commerciale] d’ici 2023.

(24) Enfin, le mandataire note que l'exigence de ne pas attribuer plus d’un tiers de la capacité de la cuve EZ20 à un seul et même participant aux enchères ne devrait plus être nécessaire dans la mesure où (i) la part relative d’Engie dans l’offre de stockage total de Storengy a diminué ; (ii) la loi n° 2017-1839 permet un accès égal à tous les acteurs du marché à tout stockage disponible et (iii) cette contrainte ne s’applique qu’à une portion de minimis de l’offre totale de la capacité de stockage de gaz en France.

4. L’ANALYSE DE LA DEMANDE DE LA LEVÉE DE LA DEUXIÈME PARTIE DE L’ENGAGEMENT N°73

(25) Pour les raisons détaillées ci-dessous, la Commission considère qu’il peut être procédé à la levée de la deuxième partie de l’Engagement N°73 en respect des conditions énoncées dans la clause F.II.ii des Engagements.

4.1.Rappel du cadre légal

(26) La section F.II. des Engagements prévoit que ces derniers peuvent être révisés par la Commission sur demande écrite de GDF Suez pour des motifs légitimes, et après avoir entendu le mandataire. Ainsi, en application du paragraphe F.II.ii. des Engagements, la Commission peut « renoncer à ou modifier, en cas de circonstances exceptionnelles, une ou plusieurs conditions ou obligations qui font l’objet des Engagements ».

(27) À ce titre, le paragraphe 74 de la Communication concernant les mesures correctives,11 stipule que « [l]ever, modifier ou remplacer des engagements peut présenter un plus grand intérêt dans le cas d'engagements autres que ceux ayant trait à la cession, tels que les engagements d'octroi d'accès, qui peuvent avoir été contractés depuis plusieurs années et pour lesquels certaines circonstances ne peuvent être prévues au moment de l'adoption de la décision par la Commission. En premier lieu, l'existence de circonstances exceptionnelles justifiant la levée, la modification ou le remplacement des engagements peut être acceptée si les parties démontrent que la situation du marché a changé de façon significative et durable. Cette démonstration doit se fonder sur un délai suffisamment long, généralement d'au moins trois ans, entre la décision de la Commission et toute demande présentée par les parties ». Par ailleurs « [p]our toute levée, toute modification ou tout remplacement des engagements, la Commission prendra également en compte l'opinion des tiers et l'impact qu'une modification pourrait avoir sur leur position et, partant, sur l'efficacité générale de la mesure corrective. À cet égard, la Commission examinera également si les modifications affectent le droit déjà acquis par les parties tierces après la mise en œuvre de la mesure corrective. »12

(28) Dans ce cadre, une levée des engagements peut être justifiée lorsque les parties demanderesses démontrent que les changements sur le marché (i) sont significatifs et durables ; (ii) permettent d’assurer que les problèmes concurrentiels identifiés dans la décision d'autorisation ne se posent plus et ne sont pas susceptibles de se reproduire et (iii) que la levée des engagements n’est pas susceptible d’impacter les tiers de manière significative.13

4.2. Application à l’affaire en cause

(29) Dans les paragraphes suivants, la Commission analyse la demande de levée de la seconde partie de l’Engagement N°73 d’Engie par rapport aux critères énoncés ci- dessus afin de déterminer s’il existe des circonstances exceptionnelles, c’est-à-dire(i) si les circonstances actuelles constituent un changement significatif et durable de la situation du marché, et (ii) si ces circonstances permettent de garantir que les problèmes de concurrence identifiés dans la décision d’autorisation ne se posent plus et ne sont plus susceptibles de se reproduire. La Commission examine également la possibilité que la levée de la seconde partie de l’engagement N°73 puisse avoir des conséquences négatives pour des tiers. Dans ce contexte, la Commission a envoyé un questionnaire à différents fournisseurs de gaz demandant leur avis sur la levée de la deuxième partie de l’Engagement N°73.

4.2.1. La situation du marché a changé de façon significative et durable

(30) Au vu des réponses apportées par l’enquête sur la possible levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, de l’avis du mandataire et de l’opinion émise par la CRE,14 la Commission considère que les évolutions apparues sur le marché français du gaz et en particulier sur le marché de stockage de gaz, depuis la décision d’autorisation, telle qu’amendée par la décision du 28 octobre 2011, peuvent être qualifiées de changements significatifs et durables.

4.2.1.1. Un nouveau cadre législatif et réglementaire instituant un mécanisme de régulation du stockage du gaz naturel

(31) Depuis le 1er janvier 2018, le marché du stockage de gaz est soumis à un nouveau cadre législatif et réglementaire établi par la loi hydrocarbures mettant fin à la recherche ainsi qu'à l'exploitation des hydrocarbures et portant diverses dispositions relatives à l'énergie et à l'environnement.15 La Commission note que la loi hydrocarbures a été adoptée afin de remédier à des problèmes structurels sur le marché français du stockage de gaz.16 Sous le régime précédent, dit négocié, d’un côté les fournisseurs de gaz avaient l’obligation de souscrire des capacités de stockage de gaz en fonction de leur portefeuille client17 afin de garantir la sécurité d’approvisionnement de leurs clients en période hivernale ; et de l’autre côté, les opérateurs des sites de stockage de gaz étaient libres de fixer les prix d’accès à leurs capacités de stockage de gaz. Ce système donnait aux opérateurs de stockage l’assurance de vendre une part importante de leurs capacités (les obligations des fournisseurs de gaz représentaient 2/3 des capacités de stockage). Ce régime engendrait un risque de tarifs excessifs et peu transparents qui pouvaient renchérir le coût de la sécurité d’approvisionnement pour le consommateur final.

(32) En outre, les stockages n’étaient plus suffisamment souscrits, vu la contestation juridique de ces obligations. L’incertitude générée par cet environnement règlementaire avait comme effet de mettre en danger la sécurité d’approvisionnement en gaz du territoire français. Des systèmes fort couteux ont dû être activés afin d’assurer la sécurité d’approvisionnement en gaz.18 Ainsi en 2017, sur 130 TWh de capacité de stockage de gaz en France, seulement 89 TWh avaient été souscrits. La Commission comprend que la loi hydrocarbures tente de mettre fin à cette situation et d’assurer la sécurité d’approvisionnement en gaz du territoire français.19 En ce sens, une entreprise ayant répondu au questionnaire de l’enquête de marché note « qu’avant la réforme de 2018, le seul choix qui était laissé à un utilisateur (…) était de souscrire dans des capacités de stockage sans aucune visibilité, ni explication, quant aux modalités de fixation et d'évolution des tarifs d’accès. Ces derniers augmentaient régulièrement sans qu’aucune justification ne soit fournie aux acteurs tant sur l'évolution des coûts supportés par l'opérateur. »20

(33) Pour les raisons développées ci-dessous, la Commission considère que la loi hydrocarbures a apporté des changements pouvant être qualifiés de significatifs et durables par rapport à la situation de marché en place à l’époque de la décision d’autorisation.

(34) Premièrement, la Commission note que la loi hydrocarbures met en place un mécanisme de régulation du stockage du gaz naturel. Dans ce contexte, en application de l’article L.421-3-1 du code de l’énergie, la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (« PPE ») 2018-202321 ainsi que l’article 10 du projet de décret relatif à la PPE22 établissent la liste des infrastructures de stockage souterrain de gaz naturel considérées comme nécessaires à la sécurité d'approvisionnement du territoire (les « infrastructures de stockage essentielles ») à moyen et long termes (pour la période 2020-2023). Ces textes prennent en compte l’ensemble des sites de stockage français en exploitation, représentant un volume utile de 138,5 TWh et une capacité de soutirage de 2 376 GWh/j pour un remplissage correspondant à 45% du volume utile. Les opérateurs ont l’obligation de maintenir en exploitation les infrastructures de stockage essentielles. Ainsi que l’ont déclaré les deux principaux opérateurs de stockage de gaz, Storengy et Teréga, ils ne peuvent donc pas décider unilatéralement de fermer ou de développer ces sites. La capacité opérationnelle de ces sites de stockage est dictée par la PPE et il revient au ministre chargé de l’Energie de modifier le périmètre des infrastructures de stockage essentielles.23 Le site d’Etrez, comprenant la cavité EZ20 (dont la capacité est de 700 GWh), objet de l’Engagement N°73, figure à la liste des infrastructures de stockage essentielles. En ce sens, la Commission note que la grande majorité des acteurs ayant répondu au questionnaire considèrent que les capacités de stockage de gaz disponibles sur le marché français sont abondantes ou suffisantes.24

(35) Deuxièmement, les opérateurs des infrastructures de stockage essentielles doivent offrir aux fournisseurs de gaz un accès à leurs infrastructures dans des conditions transparentes et non-discriminatoires.25 Les capacités des infrastructures de stockage essentielles sont mises aux enchères selon les modalités fixées par la CRE, établies après délibération avec l’ensemble des acteurs du secteur.26 Ainsi, contrairement à la situation qui prévalait en 2006, la Commission estime que l’allocation des capacités de stockage n’est plus opaque, la CRE ayant obtenu des pouvoirs de régulation en matière d’accès au stockage et d’allocation des capacités. En effet, suite à une consultation de l’ensemble du secteur, la CRE a adopté deux délibérations approuvant les modalités de commercialisation des capacités de stockage de gaz.27 Ces délibérations prévoient notamment (i) un calendrier pérenne pour la vente aux enchères des capacités de stockage de gaz, (ii) des enchères de type fixing permettant de satisfaire le plus de demande possible, (iii) un prix de réserve de zéro afin de donner priorité à la sécurité d’approvisionnement, (iv) une simplicité des types de produits de stockage offerts afin d’attirer les plus d’acteurs possibles et (v) une mise en commercialisation de capacités pluriannuelles permettant d’offrir plus de visibilité sur le marché.28 En ce sens, la Commission note que la grande majorité des entreprises ayant répondu au questionnaire considèrent que les modalités de commercialisation des capacités de stockage telles que fixées par la CRE garantissent un accès transparent et non-discriminatoire aux capacités de stockage à l’ensemble des acteurs29 La Commission note d’ailleurs que les modalités de commercialisation de stockage telles que fixées par la CRE sont un mécanisme transparent et non discriminatoire et dans ce sens en ligne avec les objectives de l’Engagement 73.

(36) Par la mise en œuvre du mécanisme de régulation du stockage du gaz naturel, toutes les capacités de stockage de gaz françaises sont donc commercialisées de la même manière. En ce sens, la Commission note que l’ensemble des acteurs ayant répondu au questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’Engagement N°73 se sont fournis sur le marché en termes de stockage de gaz au cours des trois dernières années.30 Dans leur grande majorité, les acteurs ont indiqué avoir été satisfaits par le processus d’enchères.31 Par exemple, un client note que « Les modalités de commercialisation des capacités de stockage telles que définies par la CRE étant des enchères à fixing avec un prix d’adjudication « pay as cleared » garantissent l’équité entre tous les acteurs désirant se procurer des capacités de stockage. En effet tous les acteurs ayant participé à une enchère en bidant au-dessus du prix de clearing se voient attribuer les capacités demandées.».32

(37) Finalement, la loi hydrocarbures met fin au système antérieur d’obligations individuelles de stockage des fournisseurs de gaz et ainsi, tel que le notent plusieurs participants à l’enquête de marché, l’accès aux capacités de stockage de gaz ne représente plus une barrière à l'entrée du marché aval en France.33 La Commission note en ce sens, que depuis l’entrée en vigueur du nouveau régime, de nombreux nouveaux acteurs sont entrés sur le marché et ont acquis des capacités de stockage de gaz via le processus d’enchères organisé sous l’égide de la CRE.34 Ainsi, lors des dernières enchères, 48 acteurs ont pris part aux d’enchères organisées par Storengy et 40 se sont vus allouer de la capacité de stockage ; et 35 acteurs ont participé aux enchères organisées par Teréga et 28 se sont vus allouer de la capacité de stockage.35

4.2.1.2. Autres développements ayant eu lieu sur le marché gazier français

(38) Indépendamment de la loi hydrocarbures, le marché français du gaz a évolué de manière significative et durable, du fait notamment (i) du développement d’autres instruments de modulation d’accès au gaz, comprenant les installations de GNL) et les interconnexions36, et (ii) de l’établissement de la zone de marché unique du gaz appelée « TRF » (Trading Region France).

(39) S’agissant du développement des interconnexions et des installations de GNL, plusieurs entreprises ayant répondu au questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’Engagement N°73 soulignent que depuis la décision d’autorisation, ces instruments de modulation d’accès au gaz se sont développés comme moyen de flexibilité alternatifs au stockage, rendant ainsi l’accès au stockage moins prépondérant qu’à l’époque de la décision d’autorisation.37

(40) S’agissant de la zone marché unique TRF, en réponse au questionnaire de la Commission, une entreprise note que « Par rapport à l’époque à laquelle les engagements ont été souscrits, un changement important est intervenu avec la création de la zone unique de transport qui permet à n’importe quel utilisateur de stockage de stocker où il le souhaite, le gaz pouvant être commercialisé dans une autre portion du territoire sans coût supplémentaire. »38 Par ailleurs, la CRE souligne que « la disparition de la majorité des congestions grâce aux investissements physiques réalisés sur le réseau de transport permet aux utilisateurs de pouvoir acheminer du gaz vers les stockages sans restriction. La création de la TRF et la réforme des stockages permettent aujourd’hui de bénéficier du contexte de retour du GNL en Europe, et de stocker un gaz peu coûteux, au bénéfice des consommateurs. »39

(41) Toutefois, la Commission considère qu’il est difficile et incertain d’accepter l’argument d’Engie que la baisse du taux de souscriptions des capacités de gaz de manière continue depuis 2011 constitue un changement significatif et durable.

(42) De fait la Commission observe qu’il est vrai que le taux de souscription des capacités de gaz a baissé de manière continue sur la période 2011-2017. Mais bien que cette tendance se soit vérifiée sur plusieurs années d’affilées, depuis 2018 (et donc depuis la vente aux enchères des capacités de stockages conformément aux modalités établies par la CRE) la tendance s’est inversée et ainsi, 93% des capacités totales ont été souscrites pour la saison de stockage 2018-2019 et 100% pour les saisons 2019-2020 et 2020-2021. Étant donné les changements intervenus ces dernières années, il n’est pas certain que la baisse du taux de souscription jusqu’à 2017 puisse être qualifiée de changement durable sur le marché.40

(43) Néanmoins, la Commission note que, comme avancé par Engie, la part des réservations de capacités de stockage de Storengy semblerait avoir baissé depuis 2006 de manière significative et durable. Selon les derniers chiffres fournis par Engie, entre 2016 et 2020, Engie n’a souscrit qu’aux alentours de [20 à 40]% de l’offre totale de Storengy. En 2006, quand la décision d’autorisation a été prise, GDF avait réservé près de 90% des capacités commercialisées en France en zone GRT gaz. Même si cette part de réservation de capacités reste relativement importante, elle est à un niveau très inférieur à celui constaté par la Commission en 2006. De plus, il en ressort qu’Engie n’a souscrit qu’environ [20 à 40]% de la capacité totale de Storengy, alors même que dans les deux dernières années la presque totalité des capacités en France étaient réservées. Par conséquent, ces chiffres semblent montrer qu’Engie agit comme un acteur normal du marché.

4.2.1.3. Conclusion portant sur les changements significatifs et durables sur le marché

(44) La Commission considère que les modifications du régime législatif décrits à la section 4.2.1.1 ci-dessus, pris avec les autres développements ayant eu lieu sur le marché gazier français tels que décrits à la section 4.2.1.2 ci-dessus, représentent des changements significatifs et durables sur le marché du stockage de gaz en France.

4.2.2. Les problèmes de concurrence identifiés dans la décision d’autorisation ne sont plus susceptibles de se reproduire

(45) Etant donné les changements significatifs et durables s’étant produits sur le marché du stockage de gaz en France, tels que détaillés dans la section 4.2.1, la Commission considère que les problèmes de concurrence identifiés dans la décision d’autorisation ne sont plus susceptibles de se reproduire.

(46) Notamment, le cadre législatif et réglementaire établi par la loi n°2017-1839 du 30 décembre 2017 oblige les opérateurs des infrastructures de stockage essentielles d’offrir aux fournisseurs de gaz un accès à leurs infrastructures dans des conditions transparentes et non-discriminatoires, par le biais d’enchères organisées sous l’égide de la CRE. La loi hydrocarbures met fin au système antérieur d’obligations individuelles de stockage des fournisseurs de gaz et ainsi l’accès aux capacités de stockage de gaz ne représente plus une barrière à l'entrée du marché aval en France. En outre, d’autres instruments de modulation d’accès au gaz ont été développés, comprenant les installations de GNL et les interconnexions et l’établissement de la zone de marché unique du gaz TRF. En outre, la part des réservations de capacités de stockage de Storengy a fortement diminué depuis 2006 et reste aux alentours de [20 à 40]% et ce même dans les années récentes ou le taux de réservation est élevée. Enfin, la grande majorité des entreprises ayant répondu au questionnaire ne s’oppose pas à l’enlèvement de l’Engagement 73.

4.2.3. La levée de la seconde partie de l’Engagement N°73 n’est pas susceptible d’impacter les tiers de manière significative

(47) La Commission considère que levée de la seconde partie de l’Engagement N°73 n’empêchera pas les fournisseurs de gaz de continuer à avoir accès aux capacités de stockage de gaz de manière générale et en particulier à la capacité d’EZ20.

(48) Premièrement, la Commission note que les capacités EZ20 ont été proposées à la vente au cours d’enchères distinctes de celles organisées pour d’autres capacités salines, et ce pour la seule raison que dans les enchères EZ20 chaque acheteur ne peut souscrire à plus d’un tiers de la capacité mise en enchère. Suite à la levée de l’Engagement N°73, les capacités EZ20 seront mises en vente par le biais des mêmes enchères que pour les autres capacités salines. La capacité de la cuve EZ20 du site d’Etrez sera soumise aux obligations des infrastructures de stockage essentielles, et ce jusqu’à au moins 2023. Les capacités des infrastructures de stockage essentielles sont révisables tous les cinq ans et lors de la prochaine PPE (2023-2028), le ministre de l’Energie s’autorise à revoir les capacités des infrastructures de stockage essentielles.41 Plusieurs participants à l’enquête de marché considèrent toutefois peu probable que le site d’Etrez soit exclu de la liste des infrastructures de stockage essentielles, étant donné que c’est une cavité saline, qui offre des caractéristiques de soutirage plus importantes et plus rapides que les sites aquifères.42

(49) Deuxièmement, la Commission considère que bien que suite à la levée de la seconde partie de l’Engagement N°73 il n’existera plus de limite au volume de capacité pouvant être acquis par un seul et même acheteur, cela n’empêchera pas plusieurs acteurs, autres qu’Engie, d’avoir accès à la capacité de la cuve EZ20.43 En effet, la vente de la capacité de la cuve EZ20 sera soumise au processus d’enchères établi par la CRE qui garantit un accès transparent et non-discriminatoire aux infrastructures essentielles de stockage, tel que décrit au paragraphe (35) de cette décision. Lors de la vente aux enchères des autres capacités de stockage de gaz, l’absence de la règle des un-tiers n’a pas empêché de nombreux acteurs d’acquérir des volumes de stockage de gaz.44 En ce sens, la Commission note que la vaste majorité des acteurs considèrent que le fait que les modalités d’enchères n’établissent pas de limitation de la capacité à acquérir par un seul et même opérateur ne constitue pas un frein à ce que d’autres fournisseurs qu’Engie aient accès aux capacités de stockage de Storengy.45 Par exemple, un client note que « Dans le cadre du mécanisme d’enchères en vigueur, chaque acteur est mis sur un pied d’égalité et les prix d’adjudication des enchères sont le reflet des conditions de marché. Aucun acteur n’est a priori privilégié par un tel mécanisme et l’absence de limitation n’est, par conséquent, pas un frein à ce que d’autres fournisseurs qu’Engie aient accès aux capacités de stockage de Storengy en France ».46 De plus, la majorité acteurs ayant répondu au questionnaire considèrent que la limitation d’acquérir plus d’un tiers de la capacité de EZ20 par un seul et même opérateur n’est plus nécessaire afin que d’autres fournisseurs qu’Engie aient accès aux capacités de stockage de gaz.47 Par exemple, un acteur souligne qu’ « [a]u contraire, comme nous avons pu le constater lors des enchères annuelles depuis 3 ans, ces ventes séparées (EZ20, Saline) peuvent aboutir à des différences de prix artificielles, qui ne sont pas le reflet du marché. »48 Enfin, plusieurs d’entre eux considèrent que la règle des un-tiers ajoute un degré de complexité superflu au processus d’enchères et que la vente de la capacité de la cuve EZ20 devrait être vendue de manière agrégée avec le reste de l’offre saline de Storengy 49

(50) Troisièmement, bien qu’ayant des caractéristiques performantes du fait d’être une cavité saline, la Commission note que le volume de la cuve EZ20 est limité à 700 GWh/60 million m3,50 par comparaison aux capacités salines du reste du site Etrez (les cavités EZ01 a EZ19) qui s’élèvent à 1.1billion m3.51 Ainsi la levée de la deuxième partie de l’Engagement N°73 n’affecte qu’une faible proportion de la capacité saline, et un faible volume par rapport à la capacité totale de stockage de gaz en France de 128 TWh52.

(51) Finalement, la Commission note que la grande majorité des acteurs ayant répondu à l’enquête de marché considèrent que si la levée de la deuxième partie de l’Engagement N°73 était prononcée, leur accès aux capacités de stockage de gaz en France serait impacté de manière neutre.53

5. CONCLUSION

(52) Compte tenu de l’analyse qui précède, la Commission conclut que (i) la situation du marché du stockage de gaz en France a changé de façon significative et durable ; (ii) les problèmes de concurrence identifiés dans la décision d’autorisation ne sont plus susceptibles de se reproduire et (iii) la levée de la seconde partie de l’engagement N°73 n’est pas susceptible d’impacter les tiers de manière significative.

(53) Par conséquent, la Commission conclut qu’il existe des circonstances exceptionnelles exigées tel que requis au paragraphe F.II.ii. des Engagements et décide d’accorder à Engie la levée de la seconde partie de l’Engagement N°73.

1 Toutes les abréviations et termes en lettres capitales utilisés dans cette décision ont la même signification que dans la décision de la Commission du 14 novembre 2006.

2 Décision de la Commission du 14 novembre 2006 dans l'affaire COMP/M.4180 – Gaz de France / Suez.

3 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.

4 JO L 1 du 3.1.1994, p. 3 (l'« accord EEE »).

5 Décision de la CE du 14 novembre 2006 dans l’affaire M.4180 – GDF/Suez, point 327.

6 Ibid., point 516.

7 Ibid., point 576.

8 Ibid., point 577. La Commission avait considéré que l’ajout de Suez renforcerait la position dominante de GDF sur les marchés français de l’approvisionnement en gaz et l’opération éliminerait la forte pression concurrentielle exercée jusqu’ici par Suez (via Distrigaz). Au moment de la décision, Suez était l'un des principaux opérateurs alternatifs à avoir pénétré les marchés français de la fourniture de gaz et avait joué un rôle clé dans leur libéralisation face aux deux opérateurs historiques français (décision de la Commission du 14 novembre 2006, dans l’affaire M.4180 - GDF / Suez, point 391).

9 Ibid., points 582 à 592.

10 Ibid., points 330 et 588.

11 Communication de la Commission concernant les mesures correctives recevables conformément au règlement (CE) no139/2004 du Conseil et au règlement (CE) no802/2004 de la Commission, OJ C 267, 22.10.2008, p. 1-27.

12 Ibid., paragraphe 74.

13 Décision de la Commission du 4 septembre2018 dans l’affaire M.8465 – Vivendi/Telecom Italia, paragraphe 18 ; Décision de la Commission du 25 juillet 2016 dans l’affaire M.3770 – Lufthansa/Swiss, paragraphe 20.

14 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, en particulier, réponses aux questions 7 et 10 ; compte rendu de la conférence téléphonique avec la CRE du 10 juin 2020.

15 Accessible ici : https:// www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000036339396&categorieLien=id

16 Compte rendu de la conférence téléphonique avec la CRE du 10 juin 2020, paragraphes 1-4.

17 Décret n°2006-1034 du 21 août 2006 relatif à l'accès aux stockages souterrains de gaz naturel modifié par le Décret n° 2014-328 du 12 mars 2014.

18 Compte rendu de la conférence téléphonique avec la CRE du 10 juin 2020, paragraphe 3.

19 Compte rendu de la conférence téléphonique avec la CRE du 10 juin 2020, paragraphes 2-4.

20 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponse d’EDF à la question 3.b.i.

21 PPE, page 167, accessible ici : https://www.ecologique- solidaire.gouv.fr/sites/default/files/ppe pour consultation du public.pdf

22 Article 10 du projet de décret relatif à la PPE, accessible ici : https://www.ecologique- solidaire.gouv.fr/sites/default/files/projet de decret ppe pour consultation du public.pdf

23 Compte rendu de la conférence téléphonique avec Teréga du 14 avril 2020, paragraphe 31 ; réponse de Storengy du 28 janvier 2020 aux questions du mandataire ; compte rendu de la conférence téléphonique avec la CRE du 10 juin 2020, paragraphe 12 ; Article L. 421-4 du Code de l’énergie.

24 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponses aux questions 8 et 8.a.

25 Article L.421-5 du code de l’énergie.

26 Article L.421-5-1 du code de l’énergie ; Compte rendu de la conférence téléphonique avec Teréga du 14 avril 2020, paragraphe 9.

27 Délibération N° 2018-039 Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 22 février 2018 portant décision relative aux modalités de commercialisation des capacités de stockage dans le cadre de mise en œuvre de l’accès régulé des tiers aux stockages souterrains de gaz naturel en France, accessible ici : https://www.cre.fr/Documents/Deliberations/Decision/modalites-de-commercialisation-des- capacites-de-stockage; Délibération N° 2018-202 Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 27 septembre 2018 portant décision relative aux modalités de commercialisation des capacités de stockage de gaz naturel à compter d’octobre 2018, accessible ici : https://www.cre fr/Documents/Deliberations/Decision/Modalites-de-commercialisation-des-capacites- de-stockage-de-gaz-naturel-a-compter-d-octobre-2018.

28 Compte rendu de la conférence téléphonique avec la CRE du 10 juin 2020, paragraphe 7

29 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponses aux questions 10.a. et 10.a.i.

30 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponses aux questions 3 et 3.a.

31 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponses aux questions 3.b. et 3.b.i.

32 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponses de GNE aux questions 3.b. et 3.b.i., version non-confidentielle.

33 Compte rendu de la conférence téléphonique avec Teréga du 14 avril 2020, paragraphe 34 ; Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponse de Gaz de Paris à la question 10.a.i.

34 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponses aux questions 3 et 5.

35 Compte rendu de la conférence téléphonique avec la CRE du 10 juin 2020, paragraphe 15

36 Les interconnexions gazières sont le support des transactions commerciales transfrontalières, assurant l’approvisionnement des pays européens.

37 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponses aux questions 9 et 9.a.

38 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponse de Total à la question 3.c.i.

39 Compte rendu de la conférence téléphonique avec la CRE du 10 juin 2020, paragraphe 10.

40 La demande pours la capacité dépend fortement des spreads saisonniers.

41 Compte rendu de la conférence téléphonique avec la CRE du 10 juin 2020, paragraphe 12.

42 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponses à la question 11.a.

43 Selon les termes de la deuxième partie de l’engagement N°73, un demandeur ne peut se voir attribuer plus du tiers de la capacité de la cuve EZ20, tant que d’autres entreprises sont candidates. Ainsi, lors de la mise aux enchères de la capacité de la cuve EZ20, aucun des participants n’a pu acquérir plus du tiers de la capacité offerte (« règle des un-tiers »).

44 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponses à la question 3.c. et 3.c.i. ; paragraphe (37) de cette décision.

45 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponses aux questions 3.c. et 3.c.i.

46 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponses d’EDF aux questions 3.c. et 3.c.i.

47 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponses à la question 4.b. et 4.b.i.

48 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponse de Gaz de Paris à la question 4.b.i.

49 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponses à la question 4.a.

50 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponses à la question 11.a.

51 Monitoring Trustee Report of 18 June 2020.

52 Communique de presse de CRE, 27 mars 2020

53 Questionnaire sur la levée de la deuxième partie de l’engagement N°73, réponses à la question 11.