COMMISSION EUROPÉENNE Dans la version publique de cette décision, des informations ont été supprimées conformément à l'article 17 (2) du règlement du Conseil (CE) n° 139/2004 concernant la non-divulgation des secrets d'affaires et autres informations confidentielles. Les omissions sont donc indiquées par [...]. Quand cela était possible, les informations omises ont été remplacées par des fourchettes de chiffres ou une description générale. C(2017) 3777 final VERSION PUBLIQUE A la partie notifiante Objet:Affaire M.7764 - EDF / AREVA REACTOR BUSINESS

Décision de la Commission en application de l’article 6(1)(b) du règlement (CE) n°139/2004 du Conseil et de l'article 57 de l'accord sur l'Espace économique européen Madame, Monsieur, (1)Le 18.04.2017, la Commission européenne a reçu notification, conformément à l’article 4 du règlement sur les concentrations, d’un projet de concentration par lequel l'entreprise Electricité de France ("EDF" ou la "Partie Notifiante") acquiert, au sens de l'article 3, paragraphe 1, point b), du règlement sur les concentrations, le contrôle exclusif de New NP ("New NP") ("l’Opération") (EDF et New NP, ensemble, les "Parties"). 1.Les Parties (2)EDF est active sur les marchés de l’électricité, incluant la production et la distribution en gros d’électricité, le transport, la distribution et la fourniture d’électricité, en France et à l’étranger. EDF est également active sur les marchés du gaz et de la fourniture de services énergétiques, en France et à l’étranger. En particulier, EDF exploite l'intégralité du parc nucléaire français constitué de 58 réacteurs répartis sur 19 centrales nucléaires, et du parc nucléaire au Royaume-Uni avec 15 réacteurs répartis sur 7 centrales. (3)L’Etat français détient 85,62% du capital et 85,73% des droits de vote d’EDF. A la connaissance d’EDF, aucun autre actionnaire ne détient directement ou indirectement plus de 5% de son capital et de ses droits de vote. EDF est ainsi contrôlée exclusivement par l’Etat français. (4)New NP est une filiale à 100% d’Areva NP ("ANP"), elle-même filiale à 100% d’Areva SA ("Areva", société tête du Groupe Areva), ayant pour principales activités la conception et la construction de réacteurs nucléaires, la conception et la fourniture de systèmes d’instrumentation et de contrôle, la fourniture de services aux centrales nucléaires existantes et la conception et la fabrication du combustible nucléaire. (5)Le premier actionnaire d’Areva est le Commissariat à l’Energie Atomique et aux énergies alternatives ("CEA") (54,37%), établissement public contrôlé par l’Etat français. Ce dernier détient 28,83% des parts d'Areva. La Banque Publique d’Investissement (BPI-Groupe) constitue également un actionnaire public de la société (3,32%). Au total, l’Etat français contrôle directement ou indirectement (via le CEA et BPI) 86,52% du capital d’Areva. 2.La Concentration 2.1.Situation avant l'Opération (6)Areva fait actuellement l’objet d’une restructuration de grande ampleur qui s'inscrit dans le cadre de la restructuration de l'industrie nucléaire française. Dans le cadre de sa restructuration, Areva (i) a apporté à une nouvelle filiale, dénommée Nouvelle Areva, ses activités liées au cycle des matières nucléaires ainsi que certains passifs financiers; (ii) a procédé à un certain nombre de cessions (en particulier Areva TA, sa participation dans l’entreprise commune Adwen, sa filiale Canberra, etc.) et procède actuellement à la cession de New NP dans le cadre de la présente Opération; (iii) conserve en son sein certaines activités résiduelles en principe destinées à être cédées ou fermées ainsi que le restant de ses passifs financiers . Nouvelle Areva et Areva font l’objet d’opérations de recapitalisations, dans les conditions prévues par la décision de la Commission Aff. COMP/SA.44727 - Aide à la restructuration pour Areva du 10 janvier 2017. (7)Au sein du Groupe Areva, Areva NP est une filiale à 100% d’Areva, qui a pour principales activités la conception et la réalisation de réacteurs nucléaires ("îlots nucléaires"), la conception et la fabrication de systèmes d’instrumentation et de contrôle ("I&C") de sécurité, la fourniture de services et produits pour la maintenance, la modernisation et l’amélioration des centrales nucléaires existantes ("services à la base installée"), et la conception et la fabrication du combustible nucléaire ("assemblages de combustible"). (8)New NP est une filiale à 100% d’Areva NP nouvellement créée qui rassemblera plusieurs activités d'Areva NP, et faisant l'objet de la présente Opération.

(9)EDF, Areva SA et Areva NP (elle-même filiale à 100% d’Areva SA) ont ainsi conclu le 15 novembre 2016 un contrat de cession d’actions (le "Contrat de cession") qui formalise leur accord sur l’acquisition par EDF du contrôle exclusif de New NP, société à laquelle seront apportées plusieurs activités d’Areva NP . (10)En l'espèce, aux termes du Contrat de cession, le "périmètre cible" de New NP rassemblera les activités de conception et de construction de réacteurs, de systèmes d’instrumentation et de contrôle de sécurité, de services à la base installée et d’assemblages de combustible d'Areva NP, à l’exclusion notamment: (a)des [Accord confidentiel] liés à l’achèvement du projet de construction actuellement en cours par Areva NP d'une centrale nucléaire basée sur la technologie de type réacteur pressurisé européen (ci-après, "EPR") sur le site d’Olkiluoto 3 (ci-après, "projet OL3") en Finlande (i.e. l’immunisation totale d’EDF contre le risque relatif à ce projet). (b)[Accord confidentiel] 2.2.Situation après l'Opération (11)Aux termes du Contrat de cession, l'Opération consiste en l’acquisition par EDF auprès d’Areva NP, d’une participation majoritaire d’au moins 51% et d’au plus 75% du capital et des droits de vote de New NP (correspondant au périmètre cible tel que défini ci-dessus), lui en conférant le contrôle exclusif. (12)La participation exacte d’EDF dans le capital de New NP dépendra, au sein de cette fourchette, d’éventuelles prises de participation par des investisseurs tiers, pouvant aller d'un total de [Confidentiel] du capital de New NP. (13)Selon les termes du Pacte New NP, EDF détiendra dans tous les cas la majorité absolue des sièges au conseil de surveillance de New NP, et en détiendra également la Présidence. (14)Ce conseil de surveillance est responsable de la supervision générale de la gestion et de l’activité de New NP et en particulier prend à la majorité simple toutes les décisions relatives à [Confidentiel (description de la gouvernance de New NP)] ). (15)Au regard de ces règles de gouvernance de New NP, EDF sera en mesure de décider seule des questions relatives à (i) à la nomination du personnel d’encadrement supérieur de New NP, (ii) à l’adoption et la modification du plan d'entreprise (business plan) de New NP, (iii) à l’adoption et la modification du budget annuel de New NP et iv) aux investissements majeurs de New NP. (16)Indifféremment du niveau de participation final d'EDF (entre 51% et 75% du capital de New NP), aucun actionnaire minoritaire ne détiendra de droit de veto sur ces décisions, si bien que ces derniers ne seront pas en mesure d’exercer un contrôle (conjoint) sur la stratégie commerciale de New NP. (17)En conséquence, le résultat de l’Opération consiste donc en l’acquisition par EDF du contrôle exclusif de New NP. 2.3.Ensembles économiques autonomes (18)Dans le cadre du contrôle des concentrations, certaines dispositions particulières s'appliquent aux entreprises publiques: "il faut tenir compte des entreprises qui constituent un ensemble économique doté d'un pouvoir de décision autonome, indépendamment du mode de détention de leur capital ou des règles de tutelle administrative qui leur sont applicables". A ce titre, si les Parties concernées par l'Opération sont indépendantes et chacune dotée d'un pouvoir de décision autonome, l'Opération constituerait une concentration au sens du règlement sur les concentrations. Si en revanche, elles sont considérées comme faisant partie d'un même ensemble économique, l'Opération serait une restructuration interne au sens du paragraphe 52 de la Communication juridictionnelle. (19)A titre préliminaire, l'indépendance d'EDF vis-à-vis de l'Etat français avait été analysée, dans l'affaire EDF/Segebel, dans laquelle la Commission avait étudié en particulier les risques de coordination entre EDF et GDF par l'Etat français (à travers l'agence des participations de l'Etat, ci-après "APE"). Il avait été démontré qu'EDF pouvait être considérée comme ayant un pouvoir de décision indépendant de GDF Suez. Les éléments considérés dans ce précédent sont toujours applicables dans le cas d'espèce et l'enquête effectuée permet d'apporter, en plus, des précisions supplémentaires. (20)Premièrement, bien que l'Etat français soit actionnaire majoritaire des deux Parties, l'Opération ne peut être considérée comme une restructuration interne. En effet, les nombreux litiges commerciaux opposant EDF et Areva illustrent particulièrement le fait que ces deux entreprises ne sont pas coordonnées (ou ne se conduisent en tout cas pas comme deux filiales appartenant à un même groupe le feraient). Ainsi, bien que l'Etat français soit actionnaire majoritaire des deux Parties, l'Opération ne peut être considérée comme une restructuration interne. (21)Deuxièmement, EDF, dont les titres sont admis sur un marché réglementé, adhère au Code AFEP-MEDEF qui vise à assurer une gouvernance efficace, dans l’intérêt de l’entreprise et de l’ensemble de ses actionnaires, permettant ainsi des garanties d'indépendance vis-à-vis de l'Etat actionnaire. Cette indépendance passe notamment par la capacité de nommer des actionnaires indépendants. (22)Troisièmement, le fait qu'un groupe de travail indépendant ait été nommé pour évaluer le bien-fondé de l'Opération, en particulier pour donner [Confidentiel (objectif poursuivi par EDF)] indique qu'EDF a pris la décision stratégique de conduire l'Opération dans le respect de l'intérêt social de l'entreprise et de l'ensemble des actionnaires d'EDF, et non dans le simple intérêt de l'Etat français. Ce groupe avait pour objectif "[d']examiner les caractéristiques du Projet ECRINS au regard de l'intérêt social de l'entreprise" et pouvait notamment [Confidentiel (moyens mis à disposition du groupe de travail)]. (23)Enfin, le Conseil d'administration des deux entreprises ne compte pas de membres communs, à l'exception d'un seul. La présence d'un représentant de l'APE ainsi que de ce membre commun au sein des Conseils d'administration d'EDF et d'Areva n'est pas de nature, dans le cas présent, à porter atteinte à l'indépendance de ces entités économiques. Pour exemple, [Confidentiel (informations relevant de la gouvernance d'EDF)]. Ils n’ont donc pas pu influer sur la décision d’EDF d'autoriser l'Opération. (24)Au vu de ce qui précède et de l'enquête menée sur ce point, des garanties existent permettant aux Parties de conserver leur indépendance et un pouvoir de décision autonome vis-à-vis de l'Etat français. Pour ce qui précède, la Commission retient qu'EDF, Areva et New NP sont à considérer comme des ensembles économiques autonomes au sens du règlement sur les concentrations. Ainsi, les entités économiques prises en compte dans le calcul des chiffres d'affaires sont le Groupe EDF et Areva SA.

2.4.Conclusion (25)Suite à l'Opération, EDF exercera ainsi un contrôle exclusif sur New NP. L’Opération est donc une concentration selon l’article 3, paragraphe 1, point b du règlement sur les concentrations. 3.Dimension UE (26)Les entreprises concernées réalisent un chiffre d’affaires mondial consolidé de plus d'EUR 5 milliards. Chacune d’entre elles réalise un chiffre d’affaires dans l’Union d'EUR 250 millions, mais aucune d’entre elles ne réalise plus des deux tiers de son chiffre d’affaires total dans un seul et même État membre. (27)L’Opération a donc une dimension européenne selon l’article 1(2) du règlement sur les concentrations. 4.Définition des marchés pertinents 4.1.Introduction (28)Dans l'industrie de la production d'électricité, une centrale nucléaire est une usine de production d’électricité qui comprend un ou plusieurs réacteurs (ou "tranches"). (29)Le principe de fonctionnement d’une centrale nucléaire est la création de chaleur suivie de la transformation de celle-ci en électricité. L’objectif est de faire chauffer de l’eau afin d’obtenir de la vapeur, la pression de cette vapeur actionnant une turbine couplée à un alternateur qui produit de l’électricité. Dans une centrale nucléaire, la chaleur est produite par la fission d’atomes. (30)L'industrie nucléaire est caractérisée par un nombre limité de fournisseurs de centrales nucléaires et des règlementations très strictes tant au niveau de la sécurité que de l'approvisionnement de matières premières. Parmi les fournisseurs principaux de centrales nucléaires, on trouve aujourd'hui l'entreprise française New NP, la russe Rosatom, le groupe Toshiba-Westinghouse, le groupe GE-Hitachi, Mitsubishi Heavy Industries (ci-après "MHI") et d'autres entreprises nationales. En effet, certaines entreprises ont la majeure partie de leur activité dans leur pays d'origine. C'est le cas de Kepco, opérant en Corée du Sud, de plusieurs fournisseurs d'Etat chinois ou encore de Rosatom, qui sert en grande partie la partie orientale de l'Espace Economique Européen ("EEE"). (31)Cependant, la tendance actuelle est à l'exportation de ces dernières. Kepco par exemple a remporté un appel d'offre pour la fourniture d'une centrale aux Emirats Arabes Unis, tandis que CGN, entreprise chinoise, a annoncé de nouveaux projets au Royaume-Uni. La demande en centrales nucléaires reste importante dans certaines zones géographiques mais l'industrie fait face à des difficultés dans d'autres pays. (32)La catastrophe de Fukushima a en effet provoqué la sortie du nucléaire de certains pays, comme l'Allemagne, où les centrales devraient fermer d'ici 2022, ou encore l'Italie, qui a arrêté des projets de centrales nucléaires. De la même manière, de nombreux pays sont frappés par une incertitude vis-à-vis du nucléaire comme le Japon et d'autres pays, où l'opinion publique s'est retournée contre les projets nucléaires. (33)A l'opposé de cette tendance, d'autres pays entrent sur le marché du nucléaire, comme le Brésil et les Emirats Arabes Unis. L'industrie est d'ailleurs marquée par l'arrivée d'une nouvelle technologie, le réacteur pressurisé européen ("European Pressurized Reactor", ci-après "EPR") développé par EDF et New NP. Cette technologie de nouvelle génération rencontre néanmoins des problèmes de délais, en Finlande et en France notamment. (34)Pour l'analyse de la présente Opération, les marchés de produits considérés seront: (a)le marché de la conception et construction d'îlots nucléaires; (b)le marché des services nucléaires à destination des NSSS existants; (c)le marché des systèmes d'instrumentation et de contrôle de sécurité; (d)les marchés de la conception, fabrication et fourniture d'assemblages de combustibles; (e)les marchés de la production et vente en gros d'électricité. 4.2.Marché de la conception et construction d'îlots nucléaires

4.2.1.Marché de produits 4.2.1.1.Distinction entre la partie nucléaire et conventionnelle de la centrale (35)Une centrale nucléaire est principalement constituée d'une partie nucléaire, l'îlot nucléaire ("IN") et d'un îlot conventionnel ("IC"). L'IN constitue la partie "nucléaire" de la centrale qui génère de la vapeur grâce à la réaction nucléaire. L'IC comprend les éléments permettant de produire l'électricité à partir de la vapeur produite dans l'IN. (36)Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a identifié un marché de produit distinct concernant la conception et la construction d'IN. (37)La Partie Notifiante rejoint la pratique décisionnelle de la Commission et considère qu'un marché distinct de la conception et de la construction d'IN est pertinent. (38)Une majorité de participants à l'enquête de marché considère, tant du point de vue de la demande que de l'offre, que le marché de la conception et de la construction d'IN devrait être considéré comme un marché distinct. (39)Dans une décision précédente, la Commission avait envisagé une distinction alternative entre nuclear steam supply system ("NSSS") et le balance of plant ("BoP") à la place de la distinction entre IN et IC. L'utilisation d'une distinction ou de l'autre est sans impact sur l'Opération, du fait que les principaux composants de chaque ensemble sont les mêmes. 4.2.1.2.Distinction par type de réacteur (40)Différentes technologies d'IN existent et sont disponibles à travers le monde, les principales étant les suivantes: (i) les réacteurs à eau légère ou ordinaire ("REO"), dont les réacteurs à eau pressurisée ("REP") et les réacteurs à eau bouillante ("REB"), (ii) les réacteurs à neutrons rapides ("RNR"), (iii) les réacteurs à eau lourde ("REL" ou "CANDU"), (iv) les réacteurs avancés refroidis au gaz ("RAG"), (v) et les réacteurs de grande puissance à tube de force ("RBMK"). Leurs principales caractéristiques sont décrites dans le Tableau 1 ci-dessous. Type de réacteur Combustible Modérateur Caloporteur REO

(REP et REB) Uranium enrichi, possibilité d’utiliser partiellement du MOX dérivé du plutonium Eau légère Eau légère sous pression ou bouillante RNR Uranium enrichi, naturel, de recyclage, plutonium Aucun Métal ou gaz REL (Candu) Uranium naturel Eau lourde Eau lourde ou légère RAG Uranium naturel Graphite Gaz RBMK Uranium faiblement enrichi Graphite Eau Tableau 1: Présentation synthétique des cinq grands types de réacteurs nucléaires. Source: Formulaire CO, Insert n° 25. (41)Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a laissé ouverte la question d'une potentielle segmentation du marché des IN par type de réacteur. (42)La Partie Notifiante considère que le marché pertinent est celui des IN sans distinction selon le type de technologie. Le service rendu étant principalement le même quel que soit le type de réacteur (production d'électricité), les Parties considèrent qu'il existe une substituabilité importante au niveau de la demande. (43)Les réponses des participants à l'enquête de marché ne permettent pas d'établir clairement une segmentation du marché des IN par type de réacteur. (44)Du point de vue de la demande, les opérateurs de centrales nucléaires ont généralement une technologie de réacteur de prédilection. Pourtant, la solution apportée par ces différentes technologies répond au même besoin. Pour preuve, certains opérateurs exploitent ainsi simultanément plusieurs types de réacteurs et lancent des appels d'offres mettant en concurrence ces différentes technologies. Dans le même sens, les appels d’offres lancés pour la construction de réacteurs nucléaires permettent la soumission, et donc la mise concurrence, d’offres de plusieurs types de réacteurs différents. (45)Du point de vue de l'offre, les fournisseurs d'IN se spécialisent généralement aussi dans certains types de technologies. Certains fournisseurs ont évoqué des difficultés à passer d'une technologie à l'autre. Pourtant, d'autres fournisseurs d’IN ne sont pas limités à un type de réacteur et commercialisent différentes technologies sur le marché. (46)Pour la présente décision, la question d'une segmentation du marché de la conception et de la construction d'IN par type de réacteur ne semble pas pertinente dans la mesure où tant du point de point de vue de l'offre que de la demande ces technologies sont substituables et exercent une concurrence les unes sur les autres. 4.2.1.3.Autres distinctions évoquées (a)Par puissance de réacteur

(47)Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a rejeté une segmentation en fonction de la puissance des réacteurs, à faible puissance (moins de 900 MWe), de moyenne puissance (900-1200 MWe) et de forte puissance (plus de 1200 MWe). La Partie Notifiante rejoint la pratique décisionnelle et considère notamment que dans la mesure où les appels d'offres ne font généralement pas de distinction selon la puissance des réacteurs et où des réacteurs de différentes puissances sont en concurrence pour un même appel d'offre, une telle segmentation ne peut être pertinente. Une majorité de participants à l'enquête de marché considère que le marché des IN peut être défini sans segmentation supplémentaire par puissance de réacteur. Ainsi, la Commission considère que cette segmentation n'est pas pertinente. (b)Par génération de réacteur (48)Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a examiné une potentielle segmentation par génération de réacteur, en distinguant entre une "Génération III" (réacteurs développés dans les années 1990), une "Génération III+" (réacteurs en cours de déploiement) et une "Génération IV" (réacteurs en cours de développement pour une commercialisation après 2030). La Partie Notifiante considère notamment qu'une telle segmentation n'a qu'une valeur historique et ne peut être pertinente et soulève que ces générations de réacteurs sont en concurrence. Une majorité des fournisseurs considère que le marché des IN peut être défini sans segmentation supplémentaire par génération de réacteur. (49)Pour la présente décision, au vu des éléments précédents, la Commission considère que le marché pertinent est celui de la conception et de la construction des IN sans distinction ultérieure par type de puissance ou par génération de réacteur. 4.2.2.Marché géographique (50)Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a identifié plusieurs types de marchés géographiques possibles: (i) un marché mondial, (ii) un marché mondial à l'exclusion des pays faisant l'objet de restrictions à l'exportation, et (iii) un marché mondial à l'exclusion des pays faisant l'objet de restrictions pour l'export et des pays ne se fournissant qu'auprès de leur fournisseur national (i.e. Japon, Russie, Corée du Sud, France, Canada). La Commission a, in fine, laissé ouverte la définition géographique exacte du marché de la conception et de la construction des IN. (51)La Partie Notifiante considère le marché de la conception et de la construction des IN comme mondial. Les procédures de certification par les autorités de sûretés nationales ne constituent pas une barrière à l'entrée dans la mesure où certains fournisseurs d'IN ont pu être retenus à la suite d'un appel d'offre avant d'avoir complété la procédure de certification. La Partie Notifiante observe que les fournisseurs d'IN sont actifs au niveau mondial et que les coûts de transports ne peuvent être considérés comme une contrainte dans la mesure où ils se résument au transport des gros composants et n'excèdent pas [0-10]% du coût total des équipements. (52)Concernant la potentielle exclusion de pays se fournissant auprès de leur fournisseur national, la Partie Notifiante note que certains pays précédemment identifiés comme fermés à la concurrence ne le sont plus aujourd'hui. Concernant la liste des pays contre lesquels une interdiction d'exporter des réacteurs nucléaires s'applique actuellement, la Partie Notifiante note que la liste des pays faisant l'objet d'un embargo commercial s'est réduite. Ceci démontrerait que ces régimes sont par nature évolutifs et temporaires et donc non pertinents à prendre en compte dans l'analyse concurrentielle de la présente décision. (53)Du point de vue de la demande, la majorité des opérateurs de centrales nucléaires considère ce marché comme mondial. Pour les projets de construction de centrales nucléaires dans l'EEE ces 10 dernières années, les opérateurs ont pu mettre en concurrence et sélectionner des fournisseurs non basés dans l'EEE. (54)Du point de vue de l'offre, la majorité des fournisseurs considère ce marché comme mondial. L'existence de restrictions à l'export et de pays ne se fournissant qu'auprès du fournisseur national sont minoritairement mentionnés comme pouvant réduire la dimension du marché défini comme mondial. Les fournisseurs d'IN indiquent également que les IN installés en EEE peuvent être construits tant dans l'EEE que dans le reste du monde. De plus, pour les appels d'offre concernant la construction de centrales nucléaires dans l'EEE, les fournisseurs d'IN considèrent qu'ils sont en concurrence avec des producteurs au niveau mondial (Chine, Japon, EEE, Russie, Etats-Unis entre autres). (55)Ainsi, et sans qu'il soit nécessaire de déterminer précisément la liste de pays exclus de la dimension mondiale du marché de la conception et de la construction des IN, cette question peut être laissée ouverte dans la mesure où l'analyse sera conduite avec (i) une définition mondiale, et avec la définition la plus étroite et la plus conservatrice (ii) dimension mondiale, à l'exclusion des pays faisant l'objet de restrictions pour l'export et des pays ne se fournissant qu'auprès de leur fournisseur national (i.e. Japon, Russie, Corée du Sud, France, Canada). 4.2.3.Conclusion (56)Pour la présente décision, le marché pertinent est celui de la conception et de la construction d'IN qui sera analysé dans (i) sa dimension mondiale et (ii) sa dimension mondiale à l'exclusion des pays faisant l'objet de restrictions pour l'export et des pays ne se fournissant qu'auprès de leur fournisseur national (i.e. Japon, Russie, Corée du Sud, France, Canada), mais la définition exacte du marché peut rester ouverte, dans la mesure où quelle que soit la définition retenue, l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur. 4.3.Marché des services nucléaires à destination des NSSS existants 4.3.1.Marché de produits (57)De manière générale, les services nucléaires regroupent l’ensemble des opérations et prestations sur la partie nucléaire du réacteur qui permettent, de la mise en service de la centrale jusqu’à son arrêt définitif, de maintenir la production, de satisfaire aux référentiels de sûreté et à ses évolutions, et de moderniser, rénover et prolonger la durée d’exploitation de la centrale. (58)Plus précisément, ces opérations et prestations recouvrent les services d’inspection, les services et équipements liés à la maintenance courante (ouverture de la cuve, chargement et déchargement du combustible, maintenance/remplacement des pièces sujettes à usure, etc.) et spécialisée, les services et équipements liés à la réparation et les services et équipements liés à la modernisation et/ou à l’extension de durée de vie de l’îlot nucléaire, ce qui inclut notamment la rénovation et le remplacement de gros composants (tels que des générateurs de vapeurs) et les services d’ingénierie. (59)New NP est active en matière de services nucléaires et est, à ce titre, l’un des fournisseurs d'EDF. 4.3.1.1.Services et équipements à destination des NSSS existants (60)Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a identifié un marché des services et équipements destinés aux NSSS existants (ou "marché des services nucléaires").

(61)Compte tenu du caractère particulièrement sensible en termes de sûreté des services nucléaires, la Commission a considéré que ces services devaient être distingués de ceux à destination de la partie conventionnelle de la centrale, c’est-à-dire des services à destination de l'IC. La Commission a ainsi observé que certains fournisseurs de services destinés à la partie conventionnelle des centrales n’avaient ni les capacités techniques, ni les qualifications pour fournir des services nucléaires . (62)Dans le cas présent, une majorité de participants à l'enquête de marché confirme que les services et équipements destinés aux NSSS existants constituent un marché distinct. (63)La Partie Notifiante propose de retenir un marché des services à la base installée à destination de l’IN. (64)Or, comme déjà indiqué dans la note de bas de page 24 de la présente décision, la Commission note qu'il existe une différence de périmètre entre NSSS et IN. En effet, en plus du NSSS, l'IN comprend également: (i) le solde de l’îlot nucléaire (balance of nuclear island, "BNI"), qui est composé des systèmes support au fonctionnement de la chaudière, en particulier le système de traitement des fluides, le système de traitement des déchets, le système de ventilation, l’alimentation électrique, le système de refroidissement, le système de manutention du combustible, et la salle de commande de la centrale et (ii) les installations de génie civil dans lesquelles sont installés ces équipements et systèmes (dont le bâtiment réacteur ou enceinte de confinement). (65)En particulier, si de nombreux fournisseurs de services proposent à la fois des services à destinations du NSSS et des services à destination du reste de l'IN et une majorité de participants à l'enquête de marché analysent en interne ensemble leurs achats/ventes pour les services à destination du NSSS et pour les services destinés au reste de l'IN, une majorité de participants à l'enquête de marché considère tout de même que les services nucléaires à destination du NSSS sont distincts des services pour le reste de l'IN. Par exemple, un fournisseur de services nucléaires soutient que "les exigences réglementaires des services au NSSS et leurs conditions d’intervention nécessitent une préparation et un niveau d’expertise différents de ceux du BNI". (66)Par conséquent, à l'instar de sa pratique décisionnelle et à la lumière des résultats de l'enquête de marché, la Commission retient comme marché de produits pertinent pour l'analyse concurrentielle de l'Opération le marché des services et équipements à destination des NSSS existants. 4.3.1.2.Absence de segmentation selon le type de services nucléaires (67)La Commission a précédemment considéré que le marché des services nucléaires devait inclure non seulement les services "classiques", tels que l’inspection, la maintenance, l’ingénierie et la réparation, mais également la fourniture de composants (par exemple, pour des remplacements ou des améliorations) pour des NSSS existants, les prestataires utilisant généralement des équipements/pièces pour réaliser leurs services . Dans une autre décision, la Commission a évoqué la fourniture de composants pour îlots nucléaires sans toutefois conclure que services et composants devaient pour autant constituer deux marchés distincts. (68)La Partie Notifiante partage la position que le marché des services nucléaires ne doit pas être segmenté selon le type de services. De plus, la Partie Notifiante soumet que le marché des services nucléaires ne devrait pas être subdivisé par des segmentations relatives (i) à la fourniture de composants pour îlots nucléaires, (ii) à l’existence d’ "offres intégrées" du côté de la demande, ni (iii) aux services nucléaires associés à la prolongation de la durée d’exploitation des centrales au-delà de leur durée technique initialement envisagée. (69)Concernant les deux premières segmentations possibles mentionnées, la Commission note grâce aux réponses à l'enquête de marché qu'il existe une multitude de services nucléaires à destinations des NSSS, ainsi que des modalités variables de négociation ou de contractualisation de ces différentes prestations, susceptibles d’être combinées entre elles d’une multitude de façons selon les besoins des opérateurs de centrales nucléaires. (70)En analysant les appels d’offres lancés par EDF pour l’achat de services nucléaires depuis 2010, ainsi que les appels d'offres auxquels New NP (sous la forme d'ANP pré-Opération) a participé et les contrats de gré à gré conclus par New NP avec ses clients dans l'EEE et hors EEE depuis 2011, la Commission note également des variations importantes selon les services nucléaires, au moins des paramètres suivants: type de procédure (contrat conclu de gré à gré ou appel d'offre), type de service nucléaire (ingénierie, inspection, maintenance, fourniture de composant lourd, fourniture de petit composant, etc.), durée de la prestation, montant total du contrat en valeur, etc. (71)Cependant, toujours en analysant ces documents ainsi que les résultats de l'enquête de marché, la Commission constate qu'il existe du côté de l'offre une multitude de fournisseurs présents sur le marché capables de se positionner sur l'ensemble des différentes activités de services nucléaires, y compris pour offrir des "offres intégrées", en sous-traitant le cas échéant certaines prestations. (72)De même, du côté de la demande, si du point de vue technique chacune des interventions répond à un besoin spécifique du client final, les clients de New NP font généralement appel à l'ensemble des types de services susmentionnés (l'inspection, la maintenance, l’ingénierie, etc.) auprès de New NP ou de ses concurrents, à un moment ou un autre de la durée de vie de l'exploitation de leurs centrales. (73)En l'espèce, une majorité de participants à l'enquête de marché confirme qu'une segmentation supplémentaire du marché des services nucléaires à destination des NSSS selon le type de services (l'inspection, la maintenance, l’ingénierie et la réparation, la fourniture de composants, etc.) n'est pas pertinente pour l'analyse du cas présent. (74)La Commission retient donc comme marché de produits pertinent pour l'analyse concurrentielle de l'Opération le marché global des services nucléaires à destination des NSSS, sans distinction supplémentaire nécessaire (i) selon qu'il s'agisse de fourniture de composants, ou d'autres types de services, ni (ii) selon que les services en question constituent une offre intégrée ou un type de service précis. (75)Concernant l'existence d'une éventuelle segmentation correspondant aux services nucléaires associés à la prolongation de la durée d’exploitation des centrales au-delà de leur durée technique initialement envisagée, la Commission prend en considération les points suivants. (76)La Commission note qu'au-delà de la maintenance courante de son parc français, et compte tenu du vieillissement progressif de ses centrales et du rehaussement du référentiel de sûreté, EDF a mis en place un programme d’investissement appelé "Grand Carénage" destiné à rénover son parc nucléaire français. A ce jour, EDF estime le coût global du Grand Carénage pour ses 58 réacteurs à EUR 55 milliards pour la période 2014-2025, incluant les dépenses complémentaires liées à la mise en œuvre des recommandations de l’ASN à la suite de l’accident de Fukushima. New NP a vocation à intervenir pour certaines des prestations du Grand Carénage, au même titre que de nombreux autres fournisseurs de services nucléaires. (77)Interrogés si à leur connaissance les services nucléaires fournis au cours d'un programme pour prolonger la durée de vie des centrales (par exemple le Grand Carénage en France) sont différents (en termes de nature des services ou de l'équipement fournis) des services nucléaires fournis pendant l'exploitation normale de la centrale ou pendant un programme d'inspection de dix ans (par exemple, les "visites décennales" françaises), les participants à l'enquête de marché sont partagés. Si certains exploitants de centrales et fournisseurs jugent que ce type de programme de rénovation nécessite des services spécifiques, avec plus d'opérations de remplacements de gros composants ou de modifications que durant la vie de la centrale, d'autres participants à l'enquête de marché soulignent que le caractère exceptionnel de ce type de programme tient davantage au volume d'investissements requis sur une durée très courte. (78)La Commission a par conséquent analysé en détail des documents internes de la Partie Notifiante décrivant ses perspectives industrielles et financières pour le Grand Carénage. Ces documents présentent en particulier les volumes d’achats de services pour les réacteurs nucléaires françaises en exploitation (incluant les services à destination du NSSS et au reste de la centrale) de façon rétrospective et prospective (jusqu’à [Confidentiel (planification des achats)] dans le cadre du Grand Carénage). En analysant ces documents internes, la Commission observe que le Grand Carénage n’implique pas le recours à des services nouveaux mais va s’accompagner d’un accroissement de la demande d’EDF pour ces mêmes services, sans que le panel de fournisseurs ne soit substantiellement modifié par le Grand Carénage lui-même. (79)En conclusion, sans devoir prendre une position finale sur tous les programmes d'extension de durée de vie des centrales nucléaires en général, pour l'analyse concurrentielle dans la présente décision, la Commission considère que, même si le Grand Carénage possède certaines particularités en termes de financements requis ou de nombre élevé de prestations de services (ou fourniture d'équipements) dans une durée courte, les services à destinations du NSSS faisant partie du Grand Carénage ne constituent pas un marché de produit distinct des autres services nucléaires à destination des NSSS.

(80)Par conséquent, la Commission retient comme marché de produits pertinent pour l'analyse concurrentielle dans la présente décision le marché des services à destination des NSSS existants, sans distinction supplémentaire selon le type de services. 4.3.1.3.Absence de segmentation selon le type de réacteur (81)Dans une décision précédente, la Commission a indiqué que l'enquête de marché dans ce cas précis n'avait pas mené à une distinction des services nucléaires en fonction du type de réacteur, notamment REP ou REB, auquel ces services étaient destinés. (82)La Partie Notifiante partage cette analyse et précise que la majorité des prestataires dans le monde fournit des services nucléaires à destination de plusieurs types de réacteurs, y compris à des réacteurs qu’ils n’ont pas eux-mêmes fournis. Ainsi, aux Etats-Unis, où New NP n’a pas à ce jour construit de réacteur, New NP fournit des services nucléaires à des réacteurs construits par Westinghouse et General Electric. De la même manière, Westinghouse et MHI fournissent des services nucléaires à EDF en France sur des réacteurs que ces entreprises n’ont pas construits. (83)Du point de vue de l'offre, la Commission note qu'une multitude de concurrents directs de New NP tels que Toshiba-Westinghouse, GE-Hitachi, Mitsubishi Heavy Industries (MHI), Doosan, B&W fournissent des services nucléaires à destination de plusieurs types de réacteurs. (84)Si une majorité de fournisseurs de services nucléaires d'EDF ayant répondu à l'enquête de marché de la Commission considère que les services sont distincts selon la technologie des réacteurs, plusieurs de ces fournisseurs sont notamment actifs exclusivement ou quasi-exclusivement dans la fourniture de services pour une technologie et client spécifique (REP pour EDF en particulier). (85)En même temps, dans l'enquête de la Commission une majorité des fournisseurs de services nucléaires actifs sur plusieurs technologies, et qui ont exprimé un avis, ont indiqué faire appel aux mêmes ressources humaines et techniques pour fournir des services pour ces différents types de réacteurs (par exemple, avec des services d'ingénierie communs, capables de fournir des services pour des technologies de réacteurs distinctes). Cela a également été confirmé par leurs clients opérateurs de centrales nucléaires. (86)Du point de vue de la demande, une majorité des opérateurs de centrales nucléaires ayant exprimé un avis indique qu'il n'y aurait pas de distinction fondamentale entre les services nucléaires à destination de REP et ceux à destination de REB. Ainsi, un opérateur de centrales nucléaires ayant de l'expérience avec les deux technologies de réacteurs précise qu'"il n'y a pas de différenciation du point de vue de l'approvisionnement - il existe des obstacles supplémentaires lors des opérations dans un REB, mais nous considérons que les services sont très similaires". (87)Dès lors, en combinant l'analyse de l'offre de la demande, il découle de l'enquête de marché qu'il n'y a pas lieu de définir des marchés de services et équipements distincts pour chaque type de réacteur (REP ou REB). (88)Dans le cadre de l'enquête de marché, l'opérateur de centrales nucléaires Teollisuuden Voima Oyj (ci-après, "TVO") suggère qu'une définition supplémentaire, plus étroite, du marché pourrait être nécessaire. TVO soutient que les services nucléaires à destination des NSSS basées sur la technologie EPR spécifiquement constituent un marché distinct, seule New NP proposant des services nucléaires pour EPR. (89)La Commission a étudié en détail cette possibilité, et formule les considérations reprises dans les points suivants. (90)Premièrement, l’EPR est une nouvelle déclinaison des différents modèles existants de REP. S'il est vrai que seule New NP fournit actuellement ce type de réacteur, cela est également vrai pour chacun des fournisseurs d'îlots nucléaires de génération Génération III/III+ et sa technologie respective sans pour autant que cela mène forcément à une définition de marché distinct pour des services à destination de chaque type de réacteur. Ainsi, un prestataire de services à la base installée, habitué à fournir ces services pour plusieurs types de réacteurs, pourra fournir des services nécessaires à un EPR et les ingénieurs travaillant sur les REP disposent des compétences nécessaires pour apporter leur concours sur des réacteurs de type EPR (voir même sur plusieurs technologies). (91)Deuxièmement, l'enquête de marché indique qu'il existe une multitude de cas de figures où des fournisseurs autres que le concepteur et constructeur d'une NSSS fournissent des services pour une centrale donnée sans avoir participé à sa conception, et TVO n'a pas fourni d'élément permettant de conclure que l'EPR échapperait à cette situation. (92)Enfin, la Commission observe qu'aucun des autres participants à l'enquête de marché ne propose cette définition d'un marché distinct pour les services nucléaires à destination des EPR. (93)Au vu de ce qui précède, à l'instar de sa pratique décisionnelle et à la lumière des résultats de l'enquête de marché, la Commission estime qu'une segmentation du marché des services à destination des NSSS existants selon la technologie de réacteur (REP ou REB), comme marché de produits pertinent pour l'analyse concurrentielle dans la présente décision, n'est pas justifiée. Cela s'applique également a fortiori aux services nucléaires à destination des EPR. 4.3.1.4.Conclusion (94)La Commission retient donc comme marché de produits pertinent pour l'analyse concurrentielle dans la présente décision le marché de l'ensemble des services et équipements à destination des NSSS existants, sans distinction selon le type de services ni selon la technologie du réacteur. 4.3.2.Marché géographique (95)Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a laissé ouverte la question de savoir si le marché des services nucléaires était de dimension mondiale ou plus restreinte, notamment mondiale à l’exclusion du Japon, ou de dimension EEE. La Commission a observé que les clients organisent en effet des appels d’offres mondiaux pour la fourniture d’équipements de grande taille mais la Commission a également relevé que, du point de vue de la demande, la présence locale et la proximité géographique du fournisseur de services nucléaires pouvaient être prises en compte par les exploitants dans le choix de leur fournisseur . (96)La Partie Notifiante identifie une dimension géographique mondiale du marché des services nucléaires, en soutenant que (i) de nombreux fournisseurs de services nucléaires sont actifs au niveau mondial, (ii) les exploitants de centrales organisent des appels d’offres mondiaux pour leurs plus importants contrats, et (iii) les services nucléaires s’inscrivent souvent dans le cadre d’opérations de maintenance prévues et planifiées longtemps à l’avance, permettant ainsi au fournisseur, même distant, de s’organiser en conséquence pour satisfaire en temps voulu les besoins du client.

(97)Dans l'enquête de marché de la Commission, une majorité de fournisseurs de services nucléaires indique que la dimension géographique du marché serait mondiale, alors que du côté de la demande, même s'ils font appel à des équipements ou composants fabriqués dans l'EEE mais aussi en dehors, une majorité d'opérateurs de centrales nucléaires considère que la dimension géographique pertinente pour le marché des services nucléaires est l'EEE. (98)L'enquête de marché fait ressortir une multitude d'entreprises d'origine hors-EEE actives dans l'EEE ainsi que de potentiels nouveaux entrants qui sont actuellement en cours de qualification pour fournir des services dans l'EEE dans les cinq prochaines années. (99)Néanmoins, une majorité de fournisseurs indique aussi que lorsqu'ils fournissent des équipements ou des composants, ils produisent des équipements au sein de l'EEE. Dans le même temps, ces entreprises nécessitent ou préfèrent avoir des équipes présentes localement ou une filiale afin de pouvoir agir rapidement en cas de besoin, notamment pour des services d'inspection, maintenance et réparations. En effet, une majorité d'électriciens semblent également privilégier une présence locale dans leur pays ou dans l'EEE) lorsqu'ils choisissent un fournisseur de services nucléaires. Cela semble moins le cas pour la fourniture de gros équipements. (100)Au regard de ce qui précède, la Commission considère que le marché des services nucléaires à destination des NSSS existants est de dimension au moins EEE sinon mondiale, mais la définition exacte du marché peut rester ouverte pour la décision présente, dans la mesure où quelle que soit la définition retenue, l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur. 4.4.Marché des systèmes d’instrumentation et de contrôle 4.4.1.Marché de produits (101)Afin d’assurer son bon fonctionnement et de garantir sa sûreté, une centrale nucléaire requiert un ensemble de moyens, systèmes et équipements (capteurs, dispositifs de visualisation et de commande, calculateurs, relais etc.) qui permettent d’en connaître l’état et de la piloter. L’ensemble de ces moyens constitue les systèmes d’instrumentation et de contrôle ("I&C"). (102)Ces systèmes font partie intégrante de tout projet de nouvelle centrale lors de sa construction et font également l’objet, pendant la durée d’exploitation du réacteur, de maintenance, de modernisation, voire d'un remplacement. 4.4.1.1.Distinction I&C de sécurité et I&C conventionnel (103)Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a identifié deux marchés distincts, (i) celui des I&C liés à la sécurité qui concerne l'IN et (ii) celui des I&C opérationnels qui concerne principalement l'IC et les opérations qui s'y rapportent. (104)La Partie Notifiante rejoint la pratique décisionnelle et considère que la fourniture d'I&C de sécurité constitue un marché distinct . (105)La majorité des fournisseurs d'I&C et des opérateurs de centrales nucléaires considère que l'I&C de sécurité et l'I&C conventionnel peuvent être considérés comme constituant des marchés de produits distincts. (106)Etant donné qu'aucune des Parties n'est active sur le marché de la fourniture d'I&C conventionnel, ce marché n'est plus discuté dans la suite de cette décision. 4.4.1.2.Absence de distinction de l'I&C de sécurité par type de réacteur (107)Dans sa pratique décisionnelle, la Commission n'a pas considéré comme pertinente une sous-segmentation des systèmes d'I&C par type de réacteur (i.e. un système d'I&C de sécurité pour les réacteurs de type REP, REB etc.). (108)La Partie Notifiante rejoint la pratique décisionnelle et considère que le marché de la fourniture d'I&C de sécurité ne devrait pas être segmenté par type de réacteur . (109)La majorité des fournisseurs d'I&C et des opérateurs de centrales nucléaires estiment que le marché des systèmes l'I&C de sécurité ne devrait pas être sous-segmenté par type de réacteur. De même, la majorité des fournisseurs d'I&C de sécurité estime qu'un fournisseur d'I&C de sécurité pour REB pourrait adapter son produit pour fonctionner avec un réacteur de type REP sans investissements ni délais significatifs. (110)Au vu de ce qui précède, la Commission considère que le marché des I&C de sécurité ne peut être segmenté par type de réacteur. 4.4.1.3.Marché de fourniture de l'I&C de sécurité et des services liés (111)Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a évoqué la question de savoir si la maintenance et les services aux systèmes d'I&C devraient faire partie du même marché. Si la question avait été laissée ouverte, il était indiqué que le fait que la maintenance soit fournie en même temps que les équipements ou de façon individuelle dépendait des besoins des clients.

(112)La Partie Notifiante rejoint la pratique décisionnelle et estime qu’il n’y a pas lieu de distinguer les systèmes d’I&C de sécurité (i) dans le cadre de la construction de nouveaux réacteurs ou (ii) pour leur maintenance au sein du parc nucléaire installé. La Partie Notifiante affirme que dans les deux cas les offreurs et les clients sont les mêmes. Si la maintenance simple peut être réalisée par l’exploitant de la centrale, l'approvisionnement en pièces détachées et la modernisation du système existant (type mises à jour) seraient adressés au fournisseur d’origine. Le remplacement de l'I&C de sécurité pourrait donner lieu à une mise en concurrence. La Partie Notifiante note à cet égard que les remplacements complets de l'I&C de sécurité ne sont pas nécessaires et qu'ils ont lieu exceptionnellement, peut être seulement une fois dans la vie d'une centrale. (113)Du point de vue de la demande, la majorité des opérateurs de centrales nucléaires considère que la durée de vie d'un système I&C de sécurité s'étend entre 10 et 20 ans ou entre 20 et 40 ans, même si elle peut être étendue en opérant des modernisations plutôt qu'un remplacement. Dans le passé, lorsqu'une modernisation ou un remplacement était nécessaires, une proportion importante d'opérateurs de centrales nucléaires indique avoir sollicité le fournisseur d'origine de l'I&C, même si une proportion quasi-égale estiment avoir eu recours parfois au fabricant d'origine et parfois à un tiers. (114)Du point de vue de l'offre, les fournisseurs d'I&C de sécurité notent que le fait que les services soient vendus avec la fourniture de l'I&C de sécurité dépend des préférences des clients. New NP et d'autres fournisseurs d'I&C ont déjà fourni des services pour des systèmes d'I&C qu'ils n'avaient pas construits. (115)Ainsi, il semblerait que selon la préférence des clients, certains choisissent de solliciter le fabricant d'origine de l'I&C de sécurité pour les services tandis que d'autres se tournent vers un fournisseur tiers. Néanmoins, les expériences passées démontrent qu'il est possible de se tourner vers d'autres entreprises que le fabricant d'origine. (116)Au vu de ce qui précède, la Commission retient comme marché de produits pertinent pour l'analyse concurrentielle de la présente décision le marché des I&C de sécurité sans qu'il soit nécessaire de se prononcer sur l'inclusion ou non de la maintenance et des services dans ce marché puisque l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur. 4.4.1.4.Distinction de l'I&C de sécurité du marché de la conception et de la construction de l'IN (117)Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a toujours considéré les marchés de la conception et de la construction des IN comme distincts de ceux de la fourniture des I&C. (118)Le Partie Notifiante estime qu'au vu de l'imbrication existante entre IN et systèmes I&C, ces deux composants ne devraient pas constituer des marchés distincts. Pourtant, EDF reconnaît que certains fournisseurs d’IN ne disposent pas en interne de leur propre offre de systèmes d'I&C de sécurité, et doivent faire appel à un fabricant de systèmes d’I&C tiers. (119)Du point de vue de la demande, les opérateurs de centrales nucléaires mentionnent que certains fournisseurs d'IN doivent faire appel à des fournisseurs d'I&C de sécurité tiers. Ces derniers peuvent être soit des fournisseurs d'I&C indépendants (ne fournissant pas d'IN eux-mêmes), soit des fournisseurs d'I&C de sécurité intégrés (qui pourraient normalement aussi fournir l'IN). (120)Du point de vue de l'offre, il existe des fournisseurs intégrés offrant IN et I&C de sécurité dans un même contrat. Néanmoins, une partie non négligeable de l'offre en I&C de sécurité est constituée de fournisseurs indépendants (RollsRoyce, Radiy, Ultra, etc.). Dans le même temps, les fournisseurs intégrés offrent également leur système d'I&C de sécurité seul, selon les spécificités d'un projet. Ainsi, la vente d'IN et d'I&C de sécurité, si elle est parfois liée, ne peut être confondue. (121)Au vu de ce qui précède, la Commission considère que le marché pertinent est le marché des I&C de sécurité sans qu'il soit nécessaire de l'inclure dans le marché de la conception et de la construction des IN. 4.4.2.Marché géographique (122)Dans sa pratique décisionnelle, la Commission laissé ouverte la question de savoir si la dimension géographique du marché des systèmes d'I&C de sécurité était européenne, plus large qu'européenne ou mondiale. (123)Les Parties considèrent que le marché est de dimension mondiale étant donné que les mêmes entreprises sont actives au niveau mondial avec les mêmes produits étant seulement adapté aux spécificités des règlementations locales. Ainsi, le système I&C de sécurité de New NP est qualifié dans 17 pays à travers le monde. (124)De point de vue de la demande, l'enquête de marché n'est pas parfaitement concluante. Si la moitié des participants considère le marché comme de dimension mondiale, l'autre moitié tend vers une dimension plus large qu'européenne. Une minorité estime que le marché est de dimension européenne. La majorité des opérateurs de centrales nucléaires estime que les procédures de certification sont différentes dans l'EEE que dans le reste du monde. Pourtant, il faut noter qu'il n'est pas nécessaire pour un système d'I&C de sécurité d'être déjà qualifié dans le pays de construction de la centrale nucléaire pour gagner l'appel d'offres dudit projet. (125)Du point de vue de l'offre, la majorité des fournisseurs d'I&C de sécurité considère que ce marché est de dimension mondiale et qu'il sont en concurrence avec des entreprises chinoises, japonaises, russes, européennes et américaines, entre autres. Néanmoins, la majorité des fournisseurs estime que les procédures de certification sont différentes dans la zone EEE que dans le reste du monde.Il a été indiqué qu'une fois qu'un système d'I&C de sécurité était qualifié dans un pays de l'EEE, il était plus facile de le qualifier dans les autres pays de l'EEE. (126)Ainsi, si le marché des systèmes des I&C de sécurité semble tendre vers une dimension mondiale ou au moins plus large que l'EEE, cette définition peut rester ouverte dans la mesure où quelle que soit la définition retenue l'Opération ne sera pas de nature à soulever des doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur. 4.4.3.Conclusion (127)Pour la présente décision, le marché pertinent est celui des systèmes d'I&C de sécurité au niveau mondial ou plus large que l'EEE, mais la définition exacte du marché peut rester ouverte, dans la mesure où quelle que soit la définition retenue, l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur. 4.5.Marché de la conception, fabrication et fourniture d’assemblages de combustible

(128)Le combustible nucléaire sert à alimenter le cœur des réacteurs des centrales nucléaires afin de générer la réaction en chaîne productrice de la chaleur qui est transmise par le circuit primaire et ensuite transformée, dans le circuit secondaire, en énergie électrique. La fabrication d'assemblages de combustibles ("AC") constitue la dernière étape en amont du "cycle du combustible nucléaire" et intervient après la fluoration (ou conversion) et l'enrichissement du minerai d'uranium naturel ou de retraitement. (129)La fabrication d'AC implique la transformation de l'uranium enrichi en poudre d'oxyde d'uranium, qui est ensuite comprimée en petites pastilles. Ces pastilles sont ensuite introduites dans de longues gaines faites d'un alliage notamment de zirconium, qui assurent le confinement des produits radioactifs. Scellées à chaque extrémité par des bouchons, ces gaines sont appelées "crayons combustible". Chaque AC comporte plusieurs dizaines de crayons qui sont liés en faisceaux dans une structure métallique, appelée le squelette. Ce squelette est intégré au cœur du réacteur où se déroule la fission nucléaire qui génère la chaleur servant à produire l'électricité. (130)A côté des AC fabriqués à base d'uranium enrichi, il existe une autre catégorie de combustibles, dits MOX, fabriqués à partir du plutonium récupéré durant le traitement du combustible d'uranium enrichi épuisé. Ces AC MOX ont les mêmes caractéristiques énergétiques que les AC à l'uranium enrichi mais leur fabrication est particulièrement sensible en raison de la toxicité du plutonium. (131)De façon générale, le combustible séjourne entre quatre et cinq ans dans un réacteur. Le renouvellement du combustible usagé s'effectue par rechargement périodique (environ tous les 12 à 24 mois) d'une fraction du cœur du réacteur (entre 20 et 50% du nombre total d'AC), selon le type de gestion et le niveau de performance des AC. Ce renouvellement nécessite en moyenne un arrêt de tranche d'environ un mois. 4.5.1.Marché de produits (132)Dans sa pratique décisionnelle antérieure, la Commission a identifié des marchés distincts pour les AC destinés aux réacteurs de type REP, d'une part, et REB, d'autre part, ainsi que pour les AC à MOX. (133)Au sein des AC pour REO, dont les spécifications techniques sont différentes des AC pour réacteurs de types REL ou RAG, la Commission a en effet observé que les AC pour REP et pour REB ne pouvaient se substituer les uns aux autres du point de vue de la demande compte tenu d'importantes différences de conception (taille des pastilles, géométrie des faisceaux, fonctions des tubes guides, nombre d'arrangements, etc.). Au niveau de l'offre également, des différences majeures au niveau des matériaux, de la composition des divers éléments des AC, de la configuration du cœur et des éléments nécessaires à son fonctionnement entrainent des différences significatives entre les AC pour REB et ceux pour REP en terme d'analyse technique et de procédés de fabrication, avec pour conséquence un difficile (car coûteux) passage de la production d'AC pour REB à la production d'AC pour REP (ou vice-versa), ainsi qu'au niveau des prix facturés aux clients. En revanche, la Commission a considéré qu'il n'était pas opportun d'effectuer une distinction entre les différentes longueurs d'AC REP et REB, respectivement, dans la mesure où différentes géométries peuvent être mises au point assez facilement une fois qu'une conception de base des AC a été développée. De la même façon, la Commission a estimé qu'il ne convenait pas de distinguer les AC selon qu'ils étaient produits à partir d'uranium naturel ou d'uranium de retraitement. (134)En ce qui concerne les AC MOX, la Commission a identifié un marché de produit distinct au regard du fort taux de rayonnement du combustible qui requiert des équipements de production et de protection spécialisés pour la fabrication des pastilles, le remplissage des tubes de gainage et le montage des AC, se traduisant dans des coûts de fabrication beaucoup plus élevés que pour la fabrication d'AC à l'uranium enrichi. (135)En l'espèce, la Partie Notifiante retient également l'existence d'un marché de produit distinct pour les AC MOX pour des raisons similaires à celles retenues précédemment par la Commission. En revanche, EDF considère qu'il convient de définir un marché de produits unique regroupant les AC pour REP et pour REB, sans qu'il soit nécessaire de segmenter entre les deux technologies, même si les AC pour réacteur de type VVER de conception russe devraient être distingués indépendamment du fait que, techniquement, il s'agit de réacteurs de type REP. (136)En substance, EDF indique que du point de vue de la demande, chaque type d'assemblage de combustible est développé pour un réacteur donné, de sorte qu'il y aurait autant de différences entre plusieurs types d'AC pour REP (ou pour REB) qu'entre AC pour REP et AC pour REB. Du point de vue de l'offre, la Partie Notifiante admet que la structure d'assemblage et le niveau d'enrichissement diffèrent entre les AC pour REP et pour REB mais note que la majorité des fabricants d'AC sont en mesure de produire les deux et de convertir leurs lignes de production moyennant des investissements spécifiques au niveau du stockage des pastilles et des équipements dédiés au crayonnage, au squelettage et à l'assemblage, pour un montant estimé entre EUR [Confidentiel] à [Confidentiel] millions. Au niveau des prix, EDF estime également que la différence des prix de vente est inférieure à [Confidentiel]%. (137)L'enquête de marché confirme très largement la définition des marchés de produits pertinents retenue précédemment par la Commission. En particulier, l'ensemble des électriciens et l'ensemble des fournisseurs d'AC ayant répondu à l'enquête de marché et ayant indiqué disposer des connaissances suffisantes, confirment qu'il convient de distinguer des marchés d'AC distincts selon le type de technologie de réacteur (REO, REL, RAG, etc.) et, au sein des AC pour REO, entre les AC pour REL, pour REB et pour VVER. Du point de vue de la demande, les électriciens indiquent qu'il n'y a aucune substitution possible entre AC destinés aux réacteurs de technologie différente, ainsi qu'entre AC destinés aux réacteurs REP, REB et VVER, respectivement. (138)Du point de vue de l'offre, les fournisseurs d'AC ont indiqué que chaque technologie de réacteur impliquait une conception d'AC différente et que les différences majeures entre les types d'AC portaient notamment sur la géométrie, le nombre de gaines et le niveau d'enrichissement de l'uranium. En ce qui concerne les investissements requis pour convertir une ligne de production d'AC REP en AC REB, ou vice-versa, les fournisseurs d'AC parlent d'investissements significatifs pouvant aller jusqu'à un montant dépassant le double de celui mentionné par EDF sur une période de plusieurs années, la seule certification desdits AC pouvant quant à elle se monter à plusieurs millions d'euros. Contrairement à ce que suggère EDF, un fournisseur d'AC explique également que les AC sont spécifiques à chaque classe de réacteur mais pas à chaque IN de chaque fournisseur d'origine. Si un fournisseur d'AC peut être le seul à alimenter un réacteur en particulier, cela serait davantage dû au fait qu'il est le seul fournisseur certifié par l'autorité de sûreté compétente du pays où le réacteur est en activité. L'opérateur d'un parc de centrales nucléaires contenant à la fois des réacteurs REP et REB explique en outre que l'architecture des AC pour REB est techniquement plus complexe que celui des AC pour REP, ce qui se traduit par des prix plus élevés. Cette différence de prix, confirmée par plusieurs fournisseurs d'AC, apparaît cependant en ligne avec les estimations d'EDF. (139)L'électricien TVO est le seul à suggérer une segmentation supplémentaire au sein des AC pour REP concernant les AC pour réacteurs REP de type EPR, dont le réacteur OL3 commandé par TVO et en cours de réalisation. Or, comme développé au point 4.2.1.3 ci-dessus, la Commission n'a jamais distingué de segments spécifiques d'AC correspondant à différents paliers de puissance au sein d'un même type de réacteur. EDF considère qu'une telle segmentation serait trop restrictive et ne permettrait pas de rendre compte de la réalité de la concurrence entre les différents fournisseurs d'AC. Dans la mesure où aucun autre exploitant de centrale nucléaire n'a invité la Commission à considérer une segmentation par pallier et compte tenu du fait qu'aucun réacteur EPR n'est encore entré en fonction dans le monde, la Commission considère que la suggestion de TVO est à tout le moins hypothétique. (140)Pour le reste, l'ensemble des électriciens et l'ensemble des fournisseurs d'AC ayant répondu à l'enquête de marché et ayant indiqué disposer des connaissances suffisantes ont confirmé qu'il était opportun de distinguer les AC à MOX des AC à base d'uranium enrichi, au regard des considérations liées à la toxicité du combustible MOX et aux mesures de protection nécessaires à sa manipulation, se traduisant par des coûts de production plus élevés, telles que mises en évidence dans la pratique décisionnelle de la Commission. (141)Au regard de ce qui précède, la Commission considère qu'il convient de retenir comme marchés pertinents, sans qu'il soit nécessaire d'effectuer d’autres distinctions: (i) la conception, la fabrication et la fourniture d'AC pour REP, distinct de la conception, de la fabrication et de la fourniture d'AC pour REB; et (ii) la conception, la fabrication et la fourniture d'AC MOX. 4.5.2.Marché géographique (142)Dans sa pratique décisionnelle antérieure, la Commission a initialement considéré que le marché des AC REP était de dimension EEE et a ensuite laissé ouverte la possibilité d'un marché mondial en l'absence de problème concurrentiel sur le marché plus restreint de l'EEE, au regard des engagements consentis. En ce qui concerne les AC à MOX, la Commission a laissé ouverte la question de savoir sur le marché géographique s'étendait à l'EEE ou à une région plus étendue, incluant notamment le Japon. (143)En ce qui concerne les AC pour REP, la Commission avait initialement relevé que l'établissement des fournisseurs d'AC dans l'EEE était importante pour les centrales nucléaires, notamment pour éviter un surcoût significatif dû au transport et aux droits de douane, ainsi que les incertitudes associées au transport de combustible sur de longues distances et leur passage dans différentes environnements réglementaires. La Commission notait également que les importations d'AC vers les pays de l'EEE étaient rares et qu'il existait d'importants différentiels de prix entre régions du monde. En revanche, la Commission a également reconnu que certains fournisseurs d'AC étaient actifs à l'échelle mondiale et étaient capables de transporter des AC sur de longues distances. A l'époque, des clients avaient également indiqué ne pas exclure la possibilité de se fournir en AC en dehors de l'EEE, sur un marché mondial. En ce qui concerne les AC à MOX, la Commission a reconnu que le combustible nucléaire de retraitement n'est autorisé que dans certains pays du monde, citant à l'époque la France, l'Allemagne, la Belgique, la Suisse et le Japon, à l'exclusion notable des Etats-Unis. (144)En l'espèce, la Partie Notifiante défend que le marché des AC pour REO (REP et REB) et le marché des AC à MOX, sont de taille mondiale. En ce qui concerne les AC MOX, cela signifie que le marché regrouperait tous les pays du monde dans lesquels ce type d'AC est utilisé. EDF souligne en particulier que la plupart des fournisseurs d'AC sont désormais actifs au niveau mondial, par la création d'unités de production d'AC en dehors de leur région d'origine, par des livraisons transrégionales ou par la constitution d'entreprises communes de production d'AC avec des partenaires régionaux. Ainsi, les principaux fournisseurs d'AC aux centrales situées dans l'EEE – New NP, Westinghouse, GNF (directement et via GENUSA) et TVEL – ont également été agréés par de nombreux autres exploitants à travers le monde. De même, citant des exemples hors de l'EEE, EDF soutient que le transport d'AC sur de longues distances s'observe de plus en plus, certains clients s'approvisionnant auprès de fournisseurs (et d'usines) installés dans une autre région du monde. (145)Cependant, en réponse à l'enquête de marché, une majorité des exploitants de centrales nucléaires et l'ensemble des fournisseurs d'AC ayant répondu à l'enquête de marché et ayant indiqué disposer des connaissances suffisantes, soutiennent que le marché de la fourniture d'AC pour REP est de dimension EEE. Au niveau des électriciens, on observe une différence de point de vue facilement explicable entre les exploitants de centrales VVER au sein de l'EEE, qui se fournissent tous auprès de la société russe TVEL, et les opérateurs de réacteurs REP ou REB. Ces derniers indiquent en majorité que disposer de capacités de production au sein de l'EEE est nécessaire ou à tout le moins préférable pour des raisons de coûts (incl. transport et droits de douane), de sécurité d'approvisionnement et de sûreté (incl. inspection, certification). Ces considérations se reflètent dans le fait qu'aucun des exploitants de centrales REP ou REB ayant répondu à l'enquête de marché n'importe d'AC depuis un pays situé en dehors de l'EEE, au contraire des opérateurs de réacteurs VVER.

(146)De leur côté, les fournisseurs d'AC abondent dans le sens d'une dimension EEE du marché de la fourniture des AC REP (ou REB), citant notamment les difficultés logistiques, les droits de douane et la nécessaire familiarité avec les cadres juridiques applicables à l'obtention des certifications nationales. A cet égard, ils soulignent également le caractère nécessaire ou à tout le moins préférable de la disposition de capacités de production dans l'EEE, en ce compris pour des raisons de compétitivité (incl. coûts de transport). Pour ces raisons, les importations d'AC pour REP (ou REB) dans l'EEE demeurent exceptionnelles. En outre, les fournisseurs d'AC considèrent que les flux commerciaux en matière d'AC n'ont pas évolué significativement au cours des 10 dernières années. L'enquête de marché a également révélé des différences qui demeurent significatives au niveau du prix moyens des AC entre les différentes régions du monde, même si une convergence peut être observée entre l'EEE et l'Amérique du Nord pour les AC REP. (147)Au regard de ce qui précède, la Commission considère dès lors que pour l'analyse concurrentielle de l'Opération le marché de la conception, de la fabrication et de la fourniture d'AC pour REP (ou REB) demeure à ce jour de dimension EEE. En ce qui concerne les AC MOX, la Commission souligne que la demande a fortement diminué ces dernières années suite à l'interdiction faite en Allemagne et en Suisse de transporter les combustibles usés à l'étranger pour retraitement, à l'interdiction d'utilisation maintenant en vigueur en Belgique, et à l'arrêt des centrales japonaises suite à l'accident de Fukushima. Le redémarrage des centrales japonaises laisse entrevoir une certaine reprise de la demande mais celle-ci s'est aujourd'hui quasiment réduite à la France. En tout état de cause, dans la mesure où l'Opération n'est pas susceptible d'entraîner de problèmes de concurrence sur le marché de la conception, de la fabrication et de la fourniture d'AC à MOX, la définition géographique peut être laissée ouverte. 4.6.Marché de la production et vente en gros d’électricité 4.6.1.Marché de produits (148)Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a identifié le marché de la production et la vente en gros d'électricité comme un marché distinct des marchés du négoce, du transport, de la distribution, de l'ajustement et des services auxiliaires et de la fourniture d'électricité au détail. La Commission n'a en outre pas distingué dans ce marché entre les différentes sources de production d'électricité. (149)La Partie Notifiante rejoint la pratique décisionnelle de la Commission et considère qu'un marché distinct de la production et vente en gros d'électricité est pertinent, sans distinguer par source de production d'électricité. (150)Par conséquent, à l'instar de sa pratique, la Commission retient comme marché de produits pertinent pour l'analyse concurrentielle dans la présente décision le marché unique de la production et vente en gros d'électricité. 4.6.2.Marché géographique (151)Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a laissé ouverte la définition géographique du marché de la production et de la vente en gros d'électricité mais a néanmoins considéré des marchés nationaux dans ses analyses concurrentielles du fait de la faiblesse des interconnexions entre les Etats membres. (152)La Partie Notifiante rejoint la pratique décisionnelle de la Commission et considère le marché géographique pertinent comme national. (153)New NP n'est pas active sur le marché de la production et de la vente en gros d'électricité. EDF est active sur ce marché en France, au Royaume-Uni, en Italie, en Belgique, en Pologne et en Grèce et de manière marginale en Espagne, Allemagne, Pays-Bas, Bulgarie et Hongrie. Notamment pour les pays où EDF est active dans l'opération de centrales nucléaires, en France et au Royaume-Uni, la Commission a retenu, dans des décisions récentes, une dimension géographique nationale. (154)Dans le cadre de l'enquête de marché de la Commission, TVO soutient que le marché de la production et de la vente en gros d'électricité doit être considéré comme plus grand que national, à tout le moins régional voire même européen, du fait des évolutions réglementaires européennes ainsi que de la convergence des prix sur les marchés régionaux. TVO est présent sur ce marché en Finlande. (155)TVO soutient notamment qu’il existerait une convergence de prix au niveau pan-européen qui tendrait à démontrer l’émergence d’un marché dépassant les frontières nationales. Or, la Commission note l'existence d'analyses indiquant au contraire une convergence limitée des prix de gros nationaux de l’électricité de plusieurs Etats européens par rapport à des Etats de référence. La Commission en déduit que contrairement à ce que soutient TVO, il n’existe pas à ce stade de convergence globale des prix de l’électricité entre l’ensemble des pays européens, ni a fortiori des prix entre les pays où EDF a une présence non-marginale, comme la France, et la Finlande. La Commission écarte donc une possible dimension géographique au niveau de l'EEE pour le marché de la production et vente en gros d'électricité pour l'analyse de la présente Opération. (156)Dans certaines décisions, et pour certaines zones très spécifiques, si la Commission a certes envisagé la possibilité d’une délimitation géographique plus large que nationale de ce marché, elle n’a toutefois jamais pris de position définitive sur ce point, la question ayant toujours été laissée ouverte. Tel est en effet le cas de la zone regroupant les pays nordiques, à savoir la Finlande, la Norvège, la Suède, le Danemark, l’Estonie, la Lituanie et la Lettonie. (157)Sur cette zone regroupant les pays nordiques de l’Europe dont la Finlande, il convient de noter que seul TVO serait actif. EDF n’a quant à elle aucune activité de production et de vente en gros d’électricité en Finlande, ni dans les pays compris dans cette zone. (158)Par conséquent, quelle que soit la définition de marché retenue pour cette zone spécifique, EDF et TVO n’interviennent jamais sur le même marché géographique de la production et de la vente en gros d’électricité, et ne sont donc pas en situation de concurrence. La Commission en déduit que la définition de ce marché peut rester ouverte dans la mesure où quelle que soit la définition précise retenue, nationale ou régionale, l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur. (159)Pour le reste des marchés de production et vente en gros d'électricité où EDF est active, à l'instar de sa pratique décisionnelle récente et dans la mesure où aucune autre soumission étayée durant l'enquête de marché ne soutient une autre dimension géographique la Commission considère que la définition du marché géographique pertinente pour l'analyse de l'Opération est la dimension nationale. (160)En conséquence, la Commission retient comme marché géographique pertinent pour l'analyse concurrentielle des effets de l'Opération le marché de la production et de la vente en gros d'électricité au niveau national, tout en laissant ouverte une possible dimension géographique au plus régionale pour la zone nordique qui n'affecterait pas les conclusions des analyses menées par la Commission dans la présente décision. 5.Analyse des effets de l'opération sur la concurrence 5.1.Marché de la conception et construction d'IN

(161)New NP développe actuellement trois modèles de réacteurs, deux REP (d'une part l'EPR et d'autre part Atmea) et un REB (réacteur Kerena, non encore commercialisé). (162)EDF par contre, n'est pas un concepteur ou un constructeur d'IN (qui lui sont fournis) et intervient en aval de ce marché en tant que client pour les centrales nucléaires qu'il exploite. A ce titre, EDF ne génère pas de chiffre d'affaires sur ce marché. (163)Toutefois, la Commission considère que, dans le cadre de sa récente coopération avec CGN, EDF [Accord confidentiel] à déployer la technologie Hualong qui doit être certifiée au Royaume-Uni ("UK Hualong"). Cette [Accord confidentiel] rend possible un chevauchement horizontal sur le long terme entre les (futures) activités d'EDF et de New NP. (164)De plus, en France, EDF possède 58 réacteurs nucléaires en exploitation. Tous les réacteurs du parc nucléaire français ont été fournis par New NP (ou par son prédécesseur Framatome). Au Royaume-Uni, alors qu'EDF Energy exploite la totalité du parc nucléaire de 15 réacteurs fournis par Westinghouse, de nouvelles constructions de réacteurs nucléaires sont en projet au Royaume-Uni. Cette base installée et ces futurs projets reflètent le lien vertical existant entre EDF et New NP. (165)Ce lien vertical créé par l'Opération pourrait en théorie mener à deux types de risques de verrouillage: (a)le risque que EDF renforce sa position avale sur les marchés nationaux de production et de vente en gros d’électricité en rendant plus difficile pour ses concurrents l'accès au IN fournis par New NP, et (b)le risque qu'en privant les concurrents de New NP sur le marché amont des IN de l'accès à la clientèle représentée par EDF, la concurrence entre fournisseurs d'IN s'en trouve affectée sur ce marché. 5.1.1.Chevauchement horizontal (166)La Commission analyse ci-dessous les potentiels effets anti-concurrentiels pouvant découler des chevauchements horizontaux des activités des Parties dans la fourniture d'IN, post-Opération. (167)Comme l'illustre le Tableau 2 ci-dessous, quelle que soit la définition géographique du marché de la conception et de la construction d'IN retenue, New NP a une part de marché de [0-5]%. Monde Monde (Japon, Canada, France, Russie et Corée du Sud exclues) New NP [0-5]% [0-5]% UK Hualong [0-5]% [0-5]% Rosatom [20-30]% [10-20]% Fournisseurs d'Etat chinois [10-20]% [20-30]% Toshiba - Westinghouse [10-20]% [10-20]% Kepco [5-10]% [0-5]% GE - Hitachi [0-5]% [0-5]% NPCIL [0-5]% [0-5]% MHI [0-5]% [0-5]% CNEA [0-5]% [0-5]% Fournisseurs d’IN non précisés [30-40]% [40-50]% Total 100% 100% Tableau 2: Estimation des parts de marché 2015 (en volume) sur le marché de la conception et de la construction d’îlots nucléaires de tous types, dans le monde et le monde hors Japon, Canada, France, Russie et Corée du Sud exclues. Source: Formulaire CO, Inserts n° 37 et 41. (168)Dans son précédent EDF/CGN/NNB Group of Companies, la Commission a étudié le partenariat stratégique mis en place entre EDF et CGN. Dans ce contexte, EDF [Accord confidentiel]. (169)Ainsi, si EDF ne génère actuellement pas de chiffre d'affaires sur le marché de la conception et de la construction des IN, dans le futur, EDF [Accord confidentiel] permettant de participer à des appels d'offre [Accord confidentiel]. Il existe ainsi un chevauchement horizontal potentiel entre les activités futures d'EDF et celles de New NP. Certains éléments démontrent néanmoins que ce chevauchement horizontal potentiel ne pourrait pas avoir d'effets anti-concurrentiels. (170)Premièrement, la technologie UK Hualong n'est pas encore certifiée et le succès de cette procédure n'est donc pas assuré et s'inscrit sur une longue durée. La Partie Notifiante estime notamment que la procédure de certification au Royaume-Uni prendra entre [Confidentiel]. De plus, s'il est possible de participer à des appels d'offre sans avoir obtenu la certification du pays dans lequel la centrale nucléaire sera installée, il faut rappeler que cette variante de la technologie Hualong n'a encore jamais été certifiée. En tout état de cause, la technologie UK Hualong n'a encore participé à aucun appel d'offre et [Confidentiel (stratégie d’EDF)]. Ainsi, tous revenus générés à travers la commercialisation de la technologie UK Hualong n'est envisageable que sur le très long terme. (171)Deuxièmement, l'Opération ne mènera pas à une réduction de concurrence sur le marché de la conception et de la construction d'IN à travers une disparition de certaines technologies. En effet, les documents internes d'EDF démontrent [Confidentiel (stratégie d’EDF)]. Même si EDF venait à se recentrer sur New NP, [Confidentiel (capacité des partenaires d'EDF à commercialiser les technologies)]. De plus, l'Opération en elle-même suffit à démontrer l'attachement d'EDF à la technologie d'IN de New NP. Ainsi, l'Opération ne semble pas devoir entraîner de réduction de concurrence par l'interruption d'une technologie, tant concernant UK Hualong, et Atmea que les réacteurs de New NP. (172)Ainsi, la Commission considère que le chevauchement horizontal potentiel des activités d'EDF et de New NP sur le marché de la conception et la construction des IN n'est pas de nature à avoir des effets anti-concurrentiels. A ce propos, l'Opération ne soulève donc pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur sur ce marché. 5.1.2.Liens verticaux (173)La Commission analyse ci-dessous (i) le risque que EDF renforce sa position avale sur les marchés nationaux de production et de vente en gros d’électricité en rendant plus difficile pour ses concurrents l'accès aux IN fournis par New NP, et (ii) le risque qu'en privant les concurrents de New NP sur le marché amont des IN de l'accès à la clientèle représentée par EDF, la concurrence entre fournisseurs d'IN s'en trouve affectée sur ce marché.

5.1.2.1.Absence de verrouillage de l'accès des opérateurs de centrales nucléaires au marché de la conception et de la construction des IN (174)Au sens des Lignes directrices de la Commission sur l’appréciation des concentrations non horizontales au regard du Règlement concentrations (2008/C 265/07) ("les Lignes directrices non-horizontales"), un verrouillage du marché des intrants (marché de la conception et de la construction des IN) se manifeste lorsque la concentration est susceptible d’accroître les coûts des concurrents situés en aval (marché de la production et de la vente en gros d'électricité) en restreignant leur accès à un intrant important. (175)La Commission analyse ci-dessous la capacité et l'incitation de l'entité fusionnée à verrouiller l'accès au marché de la conception et de la construction d'IN post-Opération. (a)Pas de capacité de verrouillage (176)La Commission a examiné si, post-Opération, EDF aurait la capacité ou l'incitation de restreindre l’accès aux IN que New NP aurait fourni autrement (ou de les fournir à des conditions moindres, ou à des prix plus élevés, qu'en l'absence d'Opération), ce qui aurait pour effet d’augmenter les coûts des opérateurs de centrales nucléaires en aval sur les marchés nationaux de la production et vente en gros d'électricité, permettant ainsi à EDF d'augmenter les prix. (177)Comme l'illustre le Tableau 2 ci-dessus, quelle que soit la définition géographique du marché de la conception et de la construction d'IN retenue, New NP a une part de marché de [0-5]%. (178)Comme développé dans la Section 4.6 , le marché de la production et de la vente en gros d'électricité est de dimension nationale (ou tout au plus régionale pour certaines zones, sans que cela ne change l'analyse de la Commission ci-dessous). (179)Concernant les clients actuels de New NP dans les pays de l'EEE, EDF n'est pas active en tant que producteur d’électricité dans les pays dans lesquels New NP a fourni un IN pour un électricien tiers. Post-Opération, toute capacité de verrouillage des intrants pendant l’exécution des contrats conclus par New NP avec ses clients peut être exclue. (I)Pays où EDF est actuellement le seul opérateur de centrale nucléaire (absence d'opérateurs de centrales nucléaires sur le marché aval) (180)La Commission note qu'il n'existe pas de capacité de verrouillage des intrants pour les marchés où EDF est le seul opérateur de centrale nucléaire ou dans les pays sans aucune centrale nucléaire en exploitation. En effet, il n'existe pas dans ces marchés des opérateurs de centrales nucléaires susceptibles de vouloir se fournir auprès de New NP pour un IN. (181)En France, EDF est actuellement le seul exploitant de centrale nucléaire et le seul projet de construction de nouvelle centrale actuellement en cours (Flamanville 3) est mené par EDF, qui en sera également l’exploitant . (182)Au Royaume-Uni, il faut noter que l'enquête de marché n'a révélé aucune argumentation étayée concernant un potentiel verrouillage des intrants au Royaume-Uni. Il existe au moment de la rédaction de la présente décision deux projets de centrales portés par des électriciens autres qu'EDF: (i) le projet de construction de trois réacteurs Westinghouse AP 1000 (de type REP) sur le site de Moorside porté par NuGen, joint-venture entre Toshiba et Engie, et (ii) le projet de construction de quatre nouveaux réacteurs ABWR (réacteurs de type REB) fournis par GE-Hitachi (i.e. deux sur la centrale de Wylfa et deux sur la centrale d’Oldbury) porté par Hitachi via sa filiale Horizon Nuclear Power. Ainsi, pour les deux prochains projets concrets de construction de nouveaux réacteurs au Royaume-Uni, New NP n’est pas impliquée car les fournisseurs d'IN ont déjà été sélectionnés. Aucun problème de verrouillage n'a été soulevé durant l'enquête de marché pour ces projets qui ont accès à leur propre technologie. Ainsi, il ne sera pas possible d'opérer un verrouillage des intrants sur ce marché. Post-Opération, l'entité fusionnée n'aura pas la capacité de verrouiller le marché des intrants au Royaume-Uni. (II)Autres pays (183)Concernant les autres pays (que la France et le Royaume-Uni) de l'EEE, il faut distinguer deux catégories: (a)Autres pays de l'EEE dans lesquels il n'existe pas de projet, plus ou moins lointains, de nouvelles constructions de centrales nucléaires; (b)Autres pays de l'EEE dans lesquels il existe des projets, plus ou moins lointains, de nouvelles constructions de centrales nucléaires (Pologne et République Tchèque). (184)Concernant ces deux catégories de pays, la Commission considère que post-Opération, EDF n’aura pas la capacité de verrouiller le marché de la conception et de la construction des IN pour plusieurs raisons. (185)Premièrement, concernant spécifiquement la seconde catégorie de pays dans laquelle il existe un projet de nouvelle construction nucléaire plus ou moins lointain, EDF et New NP ont déjà présenté une offre en partenariat. Toute capacité de verrouillage ne peut donc s'appliquer à ces situations. En Pologne, le dernier appel d'offre pour la construction d'une centrale nucléaire a fait l'objet d'une pré-sélection. En République Tchèque, une demande d’information a été formulée par l’opérateur CEZ, à laquelle plusieurs opérateurs ont répondu. Ces récents appels d'offre démontrent particulièrement qu'il existe des alternatives crédibles à New NP pour la fourniture d'IN. (186)Deuxièmement, concernant plus généralement tous les autres pays, tant l'enquête de marché que les récents appels d'offres pour la construction de nouvelles centrales nucléaires (voir paragraphe (185) ) ont démontré qu'il existe des alternatives crédibles à New NP sur le marché de la conception et de la construction d'IN. Un certain nombre de fournisseurs d'IN sont d'ores et déjà disponibles pour participer à toute potentielle nouvelle construction de centrale nucléaire. (187)Ainsi, la majorité des fournisseurs d'IN considère que dans les 10 prochaines années de nouveaux entrants seront actifs dans l'EEE (Rosatom, CGN/CNNC, Kepco, etc.) et que même si New NP devait arrêter de fournir des IN post-Opération, il y aurait suffisamment de fournisseurs pour couvrir la demande. De plus, les derniers appels d'offres ont concrètement démontré une mise en concurrence d'un nombre suffisant de fournisseurs d'IN (entre autres, GE-Hitachi, Westinghouse, Kepco, etc.).

(188)Ainsi, on ne saurait souscrire aux observations d'Uniper concernant le fait qu'il existerait un nombre insuffisant de fournisseurs d'IN pour satisfaire la demande. En tout état de cause, Uniper reconnaît n'avoir aucun nouveau projet de construction de centrales nucléaires dans les 15 prochaines années (ni aucun de ses concurrents en Suède). De plus, Uniper ne possède pas d'IN de New NP installé. (189)Au vu des éléments précédents, la Commission considère donc que post-Opération, EDF n’aura pas la capacité de verrouiller l'accès des opérateurs de centrales nucléaires aux IN fournis par New NP. (b)Pas d'incitation de verrouillage (190)Post-Opération, EDF n’aura pas d'incitation à verrouiller le marché des intrants que constituent les IN pour plusieurs raisons. (191)Premièrement, la présence d'EDF en tant que producteur d’électricité est très restreinte dans de nombreux Etats membres de l'EEE, ce qui limite tout espoir de gain résultant d’un verrouillage des intrants. Ainsi, à part au Royaume-Uni et en France, EDF a une présence limitée en Belgique ([10-20]% de part de marché) et dans les autres pays de l'EEE ([0-10]%) dans la production et vente en gros d'électricité et n’aurait donc pas d'incitation à verrouiller l’accès aux intrants que constituent les IN, quand bien même elle le pourrait. Sa présence locale limitée, ne permettrait pas à EDF de capter une quelconque part de l’éventuel report de la demande d’électricité qui se détournerait des producteurs nucléaires subissant un évincement. Ceci est d'autant plus vrai pour tout autre pays dans lequel EDF n'est pas présente dans la production et vente en gros d'électricité, il n'y aurait pas d'incitation à refuser de fournir l'IN de New NP. (192)Deuxièmement, toute stratégie de dégradation des conditions d’un projet ne peut aboutir. En premier lieu, de telles stratégies génèreraient un effet négatif sur les projets futurs auxquels New NP sera amenée à concourir, dans la mesure où les surcoûts et délais des projets de réacteurs sont connus des clients. Cette dégradation de la réputation de New NP pourrait avoir des répercussions au-delà du marché de la conception et de la construction d’IN et affecterait la crédibilité plus globale de l'entité fusionnée. La Partie Notifiante évoque les conséquences très négatives sur l'image et les finances de New NP qu'ont apporté les difficultés sur le chantier d'OL3 et de Flamanville 3. Ainsi, l’arbitrage relatif aux difficultés rencontrées sur le chantier OL3 démontre qu’une relation conflictuelle avec un client peut s’avérer très onéreuse. (193)En second lieu, toute baisse éventuelle, post-Opération, de la qualité des IN fournis par New NP aux opérateurs de centrales nucléaires n’est pas concevable dans un secteur où la sûreté des installations nucléaires et de leur exploitation est capitale et fait de surcroît l’objet de réglementations de sûreté nucléaire spécifiques contrôlées par les autorités de sûreté. (194)Enfin, l'entité fusionnée a tout intérêt à être suffisamment compétitive pour maintenir et développer ses ventes d'IN aux clients tiers. En effet, le développement des réacteurs engendre des investissements considérables qui doivent être amortis sur une base de clientèle aussi large que possible et l'expérience est importante pour cette industrie. Ainsi, une éventuelle stratégie de verrouillage serait en contradiction avec les motivations économiques d'EDF pour cette Opération. (195)Pour conclure, l'absence de possibilité de pouvoir capter des bénéfices résultant d'une tentative de verrouillage sur le marché aval, l'impossibilité de mettre en place des stratégies de dégradation (tant pour la réputation d'EDF que du fait de la surveillance des autorités de sûreté nucléaires) et la nécessité pour EDF d'amortir les investissements considérables engagés dans le développement de l'EPR démontrent que l'entité fusionnée n'a pas d'incitation à verrouiller le marché des intrants. (196)Ainsi, post-Opération, l'entité fusionnée n'aura ni la capacité, ni l'incitation à verrouiller les intrants. (c)Conclusion (197)Au vu de ce qui précède, compte tenu de l'absence de capacité et d'incitation, les deux critères étant cumulativement nécessaires pour justifier l'existence de doutes sérieux quant à la compatibilité avec le marché intérieur de l'Opération, la Commission conclut que l’Opération n'est pas de nature à faire naître des risques de verrouillage de l'accès au marché de a conception et de la construction d'IN pour les opérateurs de centrales nucléaires sur le marché aval de la production et vente. L'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur. 5.1.2.2.Absence de verrouillage de l'accès des concurrents de New NP à la clientèle (198)Au sens des Lignes directrices non-horizontales de la Commission, un verrouillage de l’accès à la clientèle se manifeste lorsque la concentration est susceptible d’exclure des concurrents situés en amont (marché de la conception et de la construction des IN) en restreignant leur accès à une clientèle suffisante (sur le marché de la production et vente en gros d'électricité). (199)La Commission considère que l'Opération n'est pas susceptible de modifier la structure du marché en restreignant l'accès de fournisseurs d'IN à EDF comme client. En effet, EDF ne s'est jamais approvisionnée auprès d'un autre fournisseur d'IN que New NP. (200)Concernant le parc nucléaire existant d'EDF, en France, tous les réacteurs ont été fournis par New NP (ou son ancêtre Framatome). Au Royaume-Uni, les réacteurs opérés par EDF ont été fournis par Westinghouse à l'époque où le parc nucléaire était opéré par British Energy et avant son rachat par EDF. (201)Concernant les centrales en construction, au Royaume-Uni, EDF Energy a déjà retenu New NP comme fournisseur d'IN des nouveaux réacteurs de Hinkley Point C. Il est de même déjà envisagé que New NP fournisse deux réacteurs EPR dans le cadre du projet Sizewell C. Concernant le projet Bradwell, il faut noter que ce projet devrait être opéré par NNB, [Confidentiel] avec la technologie UK Hualong et non New NP. Cette exception est due au contexte particulier de la coopération stratégique entre EDF et CGN et préexiste à l'Opération. (202)Concernant de futurs projets de construction de centrales nucléaires, il n’existe pas de projet de nouvelle centrale en France arrêté à ce jour par EDF, ni de projet de nouvelle centrale arrêté au Royaume-Uni à l’initiative d’EDF Energy (hors ceux évoqués au paragraphe (201) . Il n’existe pas non plus de projets de centrale qui seraient commandé par EDF en vue de l’exploiter dans d’autres Etats membres de l'EEE et qui rendrait possible une tentative de verrouillage. (203)Enfin, EDF ne représente en tout état de cause qu'une part négligeable de la demande mondiale actuelle de conception et de construction d'IN, ce qui exclut tout risque d’effet anticoncurrentiel en lien avec un éventuel verrouillage d’accès au client EDF. (204)Ainsi, l'Opération n'entraîne pas de risque de verrouillage à la clientèle puisqu'EDF ne représente pas une base de clientèle accessible aux concurrents de New NP.

(205)Au vu de ce qui précède, la Commission estime que l’Opération n'est pas de nature à faire naître des risques de verrouillage des concurrents de New NP sur le marché amont de la conception et construction d'IN et partant, considère que l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur sur ce marché. 5.1.3.Conclusion (206)Au regard de l'ensemble des éléments qui précèdent, compte tenu de l'absence de capacité et d'incitation, les deux critères étant cumulativement nécessaires pour justifier l'existence de doutes sérieux quant à la compatibilité avec le marché intérieur de l'Opération, la Commission conclut que l'Opération n'aura pas d'effet significatif sur la concurrence sur le marché de la conception et construction d'IN. À ce propos, la Commission conclut que l'Opération ne soulève donc pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur sur ce marché. 5.2.Marché des services nucléaires (207)New NP offre l’ensemble des services nucléaires mentionnés dans la Section 4.3.1 , i.e.: (i) des services d’inspection et de contrôle autour de la cuve et des générateurs de vapeur, afin de s’assurer de l’intégrité de la chaudière, (ii) des services de maintenance courante, (iii) des services de maintenance spécialisée, (iv) des services de réparation, (v) des services de modernisation et d’extension de la durée de vie des centrales, (vi) des services de remplacement d’équipements pour l’îlot nucléaire, et (vii) les services d’ingénierie . New NP fournit ces services pour REP (VVER inclus) et REB mais également pour réacteurs de type Candu. (208)New NP offre ses services nucléaires sur plus de 250 réacteurs dans le monde (et plus de 100 centrales nucléaires au total) . Ses clients sont ainsi des électriciens, situés notamment en Suède, au Royaume-Uni, en France, en Belgique, en Suisse, en Roumanie, aux Etats-Unis, au Canada, au Brésil, en Argentine, en Chine, en Corée du Sud, au Japon, et en Afrique du Sud. Notamment, en France New NP a pour principal client EDF, qui représente environ [Confidentiel] du chiffre d’affaires mondial de New NP en services nucléaires. (209)EDF ne fournit pas de services nucléaires. En tant qu’exploitant de centrales nucléaires en France et au Royaume-Uni, EDF achète en revanche de tels services auprès des acteurs de ce marché pour ses propres besoins. Avec un parc français de 58 réacteurs (d’une moyenne d’âge de 31 ans ) et 15 réacteurs au Royaume-Uni, EDF investit de manière importante dans la maintenance et la modernisation de ses centrales, y compris en France dans le cadre du Grand Carénage (cf. Section 4.3.1.2 ), en conservant la maîtrise d'ouvrage . (210)Il découle de ce qui précède l'existence d'un lien vertical entre les activités de services nucléaires de New NP en amont et les activités de production et de vente en gros d’électricité d'EDF en aval. (211)Ce lien vertical créé par l'Opération pourrait en théorie mener à deux types de risques de verrouillage: (a)le risque que EDF renforce sa position aval sur les marchés nationaux de production et de vente en gros d’électricité en rendant plus difficile pour ses concurrents l'accès à des services nucléaires fournis par New NP, et (b)le risque qu'en privant les concurrents de New NP sur le marché amont des services nucléaires de l'accès à la clientèle représentée par EDF, la concurrence entre fournisseurs de services nucléaires s'en trouve affectée négativement. 5.2.1.Absence de verrouillage de l'accès des opérateurs de centrales nucléaires au marché des services nucléaires (212)La Commission analyse ci-dessous la capacité et l'incitation de l'entité fusionnée à verrouiller l'accès au marché des services nucléaires post-Opération. (213)La Commission examine si, post-Opération, EDF aurait la capacité ou l'incitation de restreindre l’accès aux services nucléaires que New NP aurait fourni autrement (ou de les fournir à des conditions moindres, ou à des prix plus élevés, qu'en l'absence d'Opération), ce qui aurait pour effet d’augmenter les coûts des opérateurs de centrales nucléaires en aval sur les marchés nationaux de la production et vente en gros d'électricité, permettant ainsi à EDF d'augmenter les prix. 5.2.1.1.Pas de capacité de verrouillage (214)Comme l'illustre le Tableau 3 ci-dessous, selon la définition géographique la plus conservatrice du marché des services nucléaires, New NP a une part de marché dans l’EEE d'env