DÉCISION (UE) 2019/56 DE LA COMMISSION

du 28 mai 2018

relative à l'aide d'État SA.34045 (2013/C) (ex 2012/NN) accordée par l'Allemagne aux consommateurs de charge en continu au sens de l'article 19 du règlement StromNEV

[notifiée sous le numéro C(2018) 3166]

(Le texte en langue allemande est le seul faisant foi.)

(Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

LA COMMISSION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, et notamment son article 108, paragraphe 2, premier alinéa,

vu l'accord sur l'Espace économique européen, et notamment son article 62, paragraphe 1, point a),

après avoir invité les parties intéressées à présenter leurs observations (1) et vu ces observations,

considérant ce qui suit:

1. PROCÉDURE

(1) Par une plainte du 28 novembre 2011 de la Fédération des consommateurs d'énergie (Bund der Energierverbraucher e.V.), une plainte de GWS Stadtwerke Hameln GmbH du 8 décembre 2011 et plusieurs plaintes reçues de la part de consommateurs depuis décembre 2011, la Commission a été informée que l'Allemagne avait accordé depuis 2011 à certains grands consommateurs d'énergie une exonération complète des redevances de réseau. Par courrier du 29 juin 2012, l'Allemagne a transmis à la Commission des renseignements complémentaires concernant ce régime d'aide.

(2) Par courrier du 6 mars 2013 (ci-après la «décision d'ouvrir la procédure»), la Commission a communiqué à l'Allemagne sa décision d'ouvrir la procédure au titre de l'article 108, paragraphe 2, du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne (ci-après le «TFUE») concernant ce régime d'aide. L'Allemagne a transmis ses observations concernant la décision d'ouvrir la procédure le 8 avril 2013.

(3) La décision d'ouvrir la procédure a été publiée au Journal officiel de l'Union européenne (2). La Commission a invité les intéressés à présenter leurs observations sur le régime d'aide.

(4) La Commission a transmis les observations reçues des intéressés à l'Allemagne, qui a eu l'occasion de se prononcer à leur égard. La Commission a reçu la réponse de l'Allemagne par courrier du 5 novembre 2013.

(5) Dans le cadre d'une rencontre qui a eu lieu le 17 octobre 2013, et par courriers des 7 avril 2015, 20 juillet 2016, 6 juillet 2017, 18 septembre 2017, 3 octobre 2017 et 23 octobre 2017, la Commission a invité l'Allemagne à lui fournir des informations supplémentaires.

(6) Les réponses de l'Allemagne à ces demandes de renseignements sont parvenues à la Commission les 6 décembre 2013, 28 mai 2015, 15 septembre 2015, 14 octobre 2016, 3 août 2017, 20 septembre 2017, 24 octobre 2017 et 26 octobre 2017. Les informations les plus récentes ont été transmises le 11 décembre 2017.

2. DESCRIPTION DÉTAILLÉE DE L'AIDE

2.1. REDEVANCES DE RÉSEAU EN ALLEMAGNE

(7) Le système des redevances de réseau en Allemagne est régi par la loi relative à la sauvegarde de l'approvisionnement en énergie (ci-après l'«EnWG»). L'EnWG, telle que modifiée par l'article 1er de la loi du 26 juillet 2011 portant nouvelle réglementation des dispositions relatives à l'approvisionnement en énergie (3) (ci-après la «loi du 26 juillet 2011»), qui ne contient pas encore les modifications apportées par l'article 1er de la loi du 26 juillet 2016 (4) (ci-après l'«EnWG 2011»), est seule pertinente aux fins de la présente décision.

(8) Conformément à l'article 21 de l'EnWG 2011, les redevances de réseau facturées aux consommateurs finals par les gestionnaires de réseau (5) doivent être appropriées, non discriminatoires et transparentes et être calculées sur la base des coûts d'une exploitation efficace du réseau. L'article 24 de l'EnWG 2011 habilite le gouvernement fédéral allemand à établir, par voie réglementaire, des dispositions détaillées en ce qui concerne la méthode de détermination des redevances de réseau. L'article 24, première phrase, point 1, de l'EnWG 2011 habilite le gouvernement fédéral allemand à établir la méthode générale de détermination des redevances de réseau. La première phrase, point 3, lui confère le pouvoir de réglementer les cas particuliers d'utilisation du réseau dans lesquels des redevances de réseau individuelles peuvent être autorisées.

(9) Le Stromnetzentgeltverordnung [règlement fédéral relatif aux redevances de réseau, ci-après le «règlement StromNEV» (6)], adopté sur la base de l'article 24 de l'EnWG 2011, contient des dispositions détaillées concernant la fixation des redevances de réseau. Il est précisé à l'article 3, paragraphe 2, du règlement StromNEV que le paiement des redevances de réseau couvre l'utilisation du niveau de réseau de chaque gestionnaire de réseau de distribution d'électricité auquel l'utilisateur du réseau est raccordé, ainsi que de tous les niveaux de réseau en amont. L'article 16, paragraphe 1, du règlement StromNEV contient le principe directeur selon lequel les redevances de réseau doivent refléter les coûts réellement engendrés par les utilisateurs du réseau.

(10) Conformément à l'habilitation accordée à l'article 24, première phrase, point 1, de l'EnWG 2011, le règlement StromNEV définit la méthode générale de calcul à utiliser par les gestionnaires de réseau pour déterminer les redevances de réseau. Cette méthode de calcul est prévue par les articles 4 à 14 du règlement StromNEV 2011.

(11) Cette méthode détermine dans un premier temps les différents éléments de coûts annuels de l'ensemble des réseaux. Il s'agit des coûts de mise en place du réseau (lignes de transport et de distribution, sous-stations, etc.), des coûts d'entretien et d'exploitation, ainsi que des coûts des services système [réserves primaire et secondaire et réserves minutes (7), mesures de redispatching (8) et énergie pour compenser les pertes sur le réseau (9)]. Les coûts annuels sont déterminés sur la base des comptes de résultat des différents gestionnaires de réseau (article 4 du règlement StromNEV 2011). Ils comprennent non seulement les frais de matériel et de personnel, mais également les coûts d'emprunts (article 5 du règlement StromNEV 2011), les amortissements (article 6 du règlement StromNEV 2011), la rémunération du capital investi par les gestionnaires de réseau (article 7 du règlement StromNEV 2011), ainsi que les impôts (article 8 du règlement StromNEV 2011). Les recettes telles que les coûts de raccordement au réseau et les subventions doivent être déduites des coûts de réseau (article 9 du règlement StromNEV). Une redevance distincte est prélevée pour couvrir le coût de l'évaluation non inclus dans les coûts de réseau. Les coûts engendrés par l'achat d'énergie de réglage (10) ne sont pas non plus inclus dans les coûts de réseau; ils sont facturés séparément aux utilisateurs responsables du déséquilibre concerné.

(12) Le total annuel des coûts de réseau est ensuite réparti entre les différents niveaux de réseau (réseau haute tension, au niveau des sous-stations, réseau moyenne tension, réseau basse tension). L'annexe 2 du règlement StromNEV 2011 contient une liste de ces niveaux de réseau.

(13) L'étape suivante de la détermination des redevances de réseau consiste à calculer les redevances de réseau sur la base du total annuel des coûts de réseau. Elles sont calculées pour chaque niveau de tension (de la haute tension à la basse tension). Tout d'abord, les coûts annuels dits spécifiques du niveau de tension le plus élevé sont établis à partir du quotient du total annuel des coûts et de la charge de pointe annuelle simultanée de ce niveau, puisque la charge de pointe annuelle est considérée comme un important facteur de coûts. Les coûts annuels spécifiques sont exprimés en EUR/kW. Grâce à la fonction de simultanéité décrite au considérant 14, les coûts annuels spécifiques des différents niveaux de réseau sont convertis en prix par point de prélèvement (en EUR/kW) et en prix par unité d'électricité consommée (en EUR/kWh). Le même principe est appliqué pour les niveaux de tension suivants. Toutefois, le total annuel des coûts du niveau de tension suivant se compose des coûts propres à ce niveau et des coûts répercutés du niveau de tension en amont. Les coûts répercutés correspondent au total des coûts du niveau de tension en amont, minoré des redevances de réseau payés par les utilisateurs du réseau (à savoir, les consommateurs finals et les fournisseurs d'énergie directement raccordés à ce niveau de tension). Le graphique 1 ci-dessous illustre cette répercussion des coûts. Dans un réseau où le courant passe du niveau de tension le plus élevé au niveau de tension le plus bas, les utilisateurs du réseau doivent donc supporter les coûts du niveau de réseau auquel ils sont raccordés, ainsi qu'une partie des coûts des réseaux en amont, puisque ces réseaux sont également utilisés pour acheminer l'électricité jusqu'à eux. Graphique 1 Répercussion des coûts de réseau dans le cadre de la détermination des redevances de réseau (1) Revenues of the level HS HS/MS MS MS/NS NS Costs of the level Rolled-over costs (1) Sur le graphique, HS désigne la haute tension (Hochspannung), MS la moyenne tension (Mittelspannung) et NS la basse tension (Niederspannung), HS/MS la sous-station dans laquelle la haute tension est transformée en moyenne tension, et MS/NS la sous-station dans laquelle la moyenne tension est transformée en basse tension. Source: Commission européenne, sur la base de la description des faits fournie par l'Allemagne et complétée par les informations figurant sur le graphique 1 du Bericht der Bundesnetzagentur zur Netzentgeltsystematik Elektrizität (rapport de l'Agence fédérale des réseaux sur le système de tarification de l'électricité) de décembre 2015. https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Netzentgelte/Netzentgeltsystematik/Bericht_Netzentgeltsystematik_12-2015.pdf?__blob=publicationFile&v=1

(14) Afin de refléter les coûts réels générés par chaque utilisateur lors de la répartition des coûts — comme le prévoit l'article 16, paragraphe 1, du règlement StromNEV —, la fonction de simultanéité est utilisée pour chaque niveau de tension. La fonction de simultanéité visée au considérant 13 est décrite à l'article 16, paragraphe 2, du règlement StromNEV et à l'annexe 4 du règlement StromNEV 2011. Cette fonction attribue à chaque prélèvement individuel un degré de simultanéité compris entre 0 et 1. Le degré de simultanéité basé sur des données historiques reflète la probabilité que la consommation individuelle de cet utilisateur contribue à la charge de pointe annuelle du niveau de réseau concerné. La charge de pointe annuelle simultanée du réseau constitue un élément essentiel des coûts de réseau, car elle est pertinente pour le dimensionnement du réseau dans lequel le courant passe du niveau de tension le plus élevé au niveau le plus bas. La fonction de simultanéité vise à garantir que les utilisateurs du réseau les plus susceptibles de contribuer à la charge de pointe annuelle du réseau paient un prix de puissance plus élevé. Par utilisateurs des différents niveaux de réseau, on entend aussi bien les utilisateurs directement raccordés au niveau haute tension que les utilisateurs raccordés aux niveaux de réseau en aval. Dans un système de coordonnées, les degrés de simultanéité de l'ensemble des utilisateurs du réseau de chaque niveau de réseau (axe des y) sont indiqués en fonction du nombre d'heures d'utilisation (axe des x). Il en résulte la fonction de simultanéité. Cette fonction continue se compose de deux segments linéaires qui se coupent en un point [point d'inflexion (11)], à une durée de consommation annuelle de 2 500 heures (12). La fonction de simultanéité permet de déduire un prix par point de consommation (prix de puissance) (13) (en EUR/kW) et un prix par unité d'électricité consommée (prix de puissance) (14) (en EUR/kWh).

(15) Lors de la détermination des redevances de réseau, les gestionnaires de réseau doivent également tenir compte du seuil maximum de recettes fixé par l'Agence fédérale des réseaux (en abrégé «Bundesnetzagentur», ci-après la «BNetzA») (pour le seuil maximum de recettes autorisé, voir également le considérant 43). Dans la pratique, le seuil maximum de recettes fixé grâce à une analyse comparative avec d'autres gestionnaires de réseau implique que les coûts élevés découlant de l'inefficacité ne peuvent être compensés par les redevances de réseau. Son objectif est donc d'accroître l'efficacité des gestionnaires de réseau. En cas de modification du seuil maximum de recettes qui entraînerait une réduction des redevances de réseau, le gestionnaire de réseau est tenu d'adapter ses redevances de réseau [article 17, paragraphe 2, du Verordnung über die Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze (règlement relatif à la régulation incitative des réseaux de distribution d'énergie), ci-après le «règlement ARegV 2011» (15)].

(16) La méthode décrite aux considérants 11 à 15 ci-dessus est utilisée pour déterminer les redevances de réseau pour la majorité des utilisateurs du réseau, conformément au principe de la réflectivité des coûts. L'article 19 du règlement StromNEV fixe les redevances de réseau devant être payées par les utilisateurs dits atypiques, c'est-à-dire les utilisateurs dont les profils de consommation et de charge sont très différents de ceux des autres utilisateurs, conformément au principe de la réflectivité des coûts (article 24, première phrase, point 3, de l'EnWG 2011). L'article 19 du règlement StromNEV est intitulé «Formes atypiques d'utilisation du réseau».

(17) L'article 19, paragraphe 2, du règlement StromNEV définit deux groupes d'utilisateurs atypiques. Le premier groupe comprend les utilisateurs dont la contribution à la charge de pointe est susceptible de différer sensiblement de la charge de pointe annuelle simultanée de tous les autres utilisateurs raccordés au même niveau de réseau (article 19, paragraphe 2, première phrase, du règlement StromNEV). En règle générale, il s'agit d'utilisateurs du réseau qui consomment systématiquement de l'électricité en dehors des heures de pointe, parce qu'ils utilisent des appareils la nuit par exemple. Cette première catégorie d'utilisateurs atypiques est dénommée ci-après «consommateurs au sens de l'article 19, paragraphe 2, première phrase, du règlement StromNEV». Le deuxième groupe comprend les utilisateurs dont la consommation annuelle d'électricité représente au moins 7 000 heures d'utilisation (16) et plus de 10 gigawatts/heure (GWh) (article 19, paragraphe 2, deuxième phrase, du règlement StromNEV). Cette deuxième catégorie d'utilisateurs atypiques est dénommée ci-après «consommateurs de charge en continu».

(18) Avant la modification apportée par l'article 7 de la loi du 26 juillet 2011, décrite en détail dans la section 2.2, l'article 19, paragraphe 2, du règlement StromNEV, tel que modifié par la loi du 3 septembre 2010 [ci-après le «StromNEV 2010» (17)], prévoyait le paiement, par les consommateurs au sens de l'article 19, paragraphe 2, première phrase, du règlement StromNEV et par les consommateurs de charge en continu, de redevances de réseau individuelles, comme le prévoit expressément la base d'habilitation à l'article 24, première phrase, point 3, de l'EnWG 2011 (voir considérant 7).

(19) Ces redevances de réseau individuelles devaient tenir compte du comportement d'achat des utilisateurs atypiques. Conformément à l'article 19, paragraphe 2, troisième phrase, du règlement StromNEV 2010, les redevances de réseau individuelles devaient refléter la contribution de l'utilisateur atypique à la réduction ou à la prévention d'une hausse des coûts de réseau. Pour ce faire, la BNetzA a publié en 2010 un guide (18) qui définit la «méthode du chemin physique» permettant de déterminer les coûts de réseau générés par les consommateurs de charge en continu et donc, les redevances de réseau individuelles qu'ils doivent payer. Le chemin physique permet de déterminer les «stand-alone costs» d'un utilisateur particulier. Dans ce cadre, les coûts d'une ligne directe fictive sur des tracés existants, du point d'accès au réseau à une centrale électrique de référence appropriée, sont calculés sur la base des coûts d'investissement et des coûts d'exploitation de la partie du réseau utilisée pour raccorder le consommateur de charge en continu à la centrale électrique la plus proche, capable de satisfaire la totalité des besoins du consommateur de charge en continu. S'ajoutent à cela les coûts des éventuels services système dont bénéficie le consommateur de charge en continu (19).

(20) Toutefois, l'article 19, paragraphe 2, deuxième phrase, du règlement StromNEV 2010 stipulait que les consommateurs au sens de l'article 19, paragraphe 2, première phrase, du règlement StromNEV et les consommateurs de charge en continu devaient payer une redevance minimale équivalant à 20 % des redevances de réseau annoncées; autrement dit, les redevances de réseau individuelles calculées sur la base de la contribution de l'utilisateur atypique à une réduction ou à la prévention d'une hausse des coûts de réseau ne pouvaient être inférieures à 20 % des redevances de réseau annoncées. L'Allemagne a déclaré que cette redevance minimale devait garantir le paiement, par les utilisateurs atypiques également, d'une redevance minimale pour l'exploitation du réseau public auquel ils sont raccordés. En ce qui concerne plus particulièrement les consommateurs de charge en continu, l'Allemagne a indiqué que les redevances de réseau déterminées sur la base du chemin physique d'un consommateur de charge en continu situé à proximité immédiate d'une centrale de base (20) pouvaient être proches de zéro. Ces consommateurs de charge en continu ont toutefois bénéficié du réseau d'alimentation générale et de l'approvisionnement électrique plus sûr que celui-ci fournit. Les tarifs minimums tiennent compte du fait que le chemin physique ne permet qu'une estimation des coûts de réseau individuels.

2.2. L'EXONÉRATION COMPLÈTE DES REDEVANCES DE RÉSEAU DE 2011 À 2013

(21) Suivant la modification apportée par l'article 7 de la loi du 26 juillet 2011, entrée en vigueur le 4 août 2011, mais qui s'appliquait rétroactivement à partir du 1er janvier 2011 [ci-après le «StromNEV 2011 (21)], les redevances de réseau individuelles pour les consommateurs de charge en continu ont été supprimées et remplacées par une exonération complète des redevances de réseau. Les redevances de réseau individuelles pour les consommateurs au sens de l'article 19, paragraphe 2, première phrase, du règlement StromNEV ont été maintenues, de même que l'obligation pour ceux-ci de payer au moins 20 % des redevances de réseau annoncées.

(22) Conformément à l'article 19, paragraphe 2, deuxième phrase, du règlement StromNEV 2011, les consommateurs finals devaient être exemptés de redevances de réseau si leur consommation annuelle d'électricité provenant du réseau représentait au moins 7 000 heures d'utilisation et 10 GWh. Cette exonération (ci-après l'«exonération complète») fait à la fois l'objet de la décision d'ouvrir la procédure et de la présente décision.

(23) Le seuil des 7 000 heures d'utilisation est propre aux consommateurs de charge en continu dans la mesure où il ne peut être atteint que si le consommateur final est connecté au réseau quasi en continu avec la même charge. La durée de consommation (en heures d'utilisation à pleine charge) est définie à l'article 2, paragraphe 2, du règlement StromNEV comme équivalant au quotient de la production annuelle d'énergie et de la charge de pointe annuelle de chaque utilisateur du réseau.

(24) Conformément à l'article 19, paragraphe 2, troisième phrase, du StromNEV 2011, l'exonération prévue à la deuxième phrase ne pouvait être accordée qu'une fois que l'autorité de régulation compétente [soit la BNetzA (22), soit une autorité de régulation du Land] avait vérifié que les conditions juridiques correspondantes étaient respectées. Une fois ce contrôle effectué, la BNetzA ou l'autorité de régulation du Land délivrait une autorisation exonérant complètement le consommateur de charge en continu du paiement de redevances de réseau pour une période indéterminée (pour autant que toutes les conditions continuent d'être remplies) à compter du 1er janvier 2011 (pour autant que toutes les conditions soient remplies à cette date).

(25) L'exonération complète a entraîné une baisse des recettes des gestionnaires de réseau. Ces pertes financières ont été compensées par une surtaxe spéciale à partir de 2012 (voir la section 2.4). Toutefois, il n'y a eu aucune surtaxe spéciale en 2011, et les pertes financières de 2011 ont été supportées par les gestionnaires de réseau.

(26) L'exonération totale a été supprimée le 1er janvier 2014 par un amendement (23) du règlement StromNEV.

2.3. BÉNÉFICIAIRES ET MONTANT DE L'AIDE

(27) L'Allemagne a fourni une liste provisoire des entreprises pouvant bénéficier d'une exonération en vertu de l'article 19, paragraphe 2, deuxième phrase, du règlement StromNEV 2011. Sur la base de ces informations, plus de 200 entreprises ont été exonérées du paiement de redevances de réseau pour la période 2011-2013, en vertu de l'article 19, paragraphe 2, deuxième phrase, du règlement StromNEV 2011. La grande majorité de ces entreprises provenaient de divers secteurs de l'industrie manufacturière, en particulier de l'industrie chimique (y compris les producteurs de gaz industriels), des industries du papier, du textile, de l'acier, des métaux non ferreux, du pétrole et du verre. Ce n'est que dans quelques cas que l'exonération complète a été accordée à des entreprises du secteur des services (dans le domaine de l'hébergement de site, par exemple). Il s'agissait d'entreprises disposant de grands centres de données.

(28) D'après les estimations fournies par l'Allemagne, la perte de recettes subie par les gestionnaires de réseau en raison de l'exonération complète au cours de la période 2011-2013, par rapport à une situation où les consommateurs de charge en continu auraient payé le tarif normal, s'élève à près de 900 millions d'euros. Toutefois, les pertes sont probablement moins importantes, car les gestionnaires de réseau prenaient habituellement en compte le fait que les consommateurs de charge en continu étaient éligibles aux redevances de réseau individuelles en vertu de l'article 19, paragraphe 2, du règlement StromNEV 2010. Cependant, cette estimation est rendue difficile par le fait qu'au 1er janvier 2011, le seuil au-delà duquel une entreprise était éligible aux redevances de réseau individuelles a changé (7 000 heures d'utilisation contre 7 500 heures auparavant) et que les redevances de réseau individuelles n'étaient peut-être pas suffisamment avantageuses pour certains utilisateurs de charge en continu, car, selon le lieu et les autres facteurs influençant le calcul des redevances de réseau individuelles, elles n'auraient pas entraîné de réduction significative des redevances de réseau qu'ils auraient dû payer.

2.4. MÉCANISME DE FINANCEMENT

2.4.1. LE MÉCANISME DE FINANCEMENT DÉCRIT À L'ARTICLE 19 DU RÈGLEMENT STROMNEV 2011

(29) Étant donné que les utilisateurs de charge en continu exonérés de redevances de réseau étaient raccordés à différents niveaux de réseau, l'exonération a entraîné des moins-values tant pour les gestionnaires de réseau de transport d'électricité (GRT) que pour les gestionnaires de réseau de distribution (GRD). En vertu de l'article 19, paragraphe 2, sixième phrase, du StromNEV 2011, les GRT étaient tenus de rembourser au GRD la moins-value résultant de l'exonération complète. Pour les motifs exposés en détail dans la section 2.4.3, une telle indemnisation n'a eu lieu de facto qu'à partir de 2012. En 2011, les pertes ont été assumées par les GRT et les GRD aux réseaux desquels étaient raccordés les utilisateurs de charge en continu exonérés de redevances de réseau.

(30) En outre, conformément à l'article 19, paragraphe 2, septième phrase, du règlement StromNEV 2011, les GRT ont dû compenser entre eux la somme de leurs paiements aux GRD et leur propre perte de recettes au moyen d'une indemnisation financière. Pour les règles précises portant sur la méthode d'indemnisation, l'article 19, paragraphe 2, du règlement StromNEV 2011 renvoyait à l'article 9 de la Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (loi sur la promotion de la cogénération de chaleur et d'électricité, ci-après la «KWKG») (24) alors en vigueur, qui devait s'appliquer en conséquence. L'indemnisation a permis de répartir la charge financière entre les différents GRT, de sorte que chaque GRT assumait la même charge financière calculée selon la quantité d'électricité qu'il fournissait aux consommateurs finals raccordés (directement ou indirectement) à sa zone de desserte. L'article 9 de la KWKG, auquel l'article 19, paragraphe 2, septième phrase, du règlement StromNEV 2011 renvoyait, définissait le mécanisme par lequel les GRT obtenaient indemnisation, par le biais de la surtaxe dite KWK, pour les coûts supplémentaires résultant de leur obligation, découlant de la KWKG, de payer un supplément aux cogénérateurs raccordés à leur réseau, ainsi que de rembourser aux GRD les coûts supportés par ces derniers pour le paiement de suppléments aux cogénérateurs raccordés à leur réseau (25). En raison de l'application par analogie de l'article 9 de la KWKG, les gestionnaires de réseau ont été autorisés à introduire une surtaxe pour compenser les pertes financières qu'ils ont subies du fait de l'exonération complète: les recettes de cette surtaxe devaient être transférées par les GRD aux GRT (26).

(31) En outre, l'article 19, paragraphe 2, du règlement StromNEV 2011 stipulait que l'article 20 du règlement StromNEV 2011 s'appliquait par analogie. Conformément à l'article 20 du règlement StromNEV 2011, les gestionnaires de réseau devaient, avant de publier leurs tarifs d'accès au réseau électrique, apporter la preuve que les recettes des redevances étaient suffisantes pour couvrir les coûts escomptés.

(32) Depuis l'entrée en vigueur du règlement ARegV, qui prévoit un système de régulation conçu pour inciter les gestionnaires de réseau à gérer leur réseau de manière plus rentable, les redevances de réseau ne doivent plus être approuvées par la BNetzA (article 23a de l'EnWG). L'article 32, paragraphe 1, point 1, du règlement ARegV 2011 stipule au contraire que la BNetzA approuve les seuils maximums autorisés de recettes totales provenant des redevances de réseau d'un gestionnaire de réseau. En vertu de l'article 17 du règlement ARegV 2011, ces seuils maximums de recettes doivent être pris en compte lors de la détermination des redevances de réseau par les gestionnaires de réseau.

(33) Toutefois, les gestionnaires de réseau restent tenus de veiller, avant la publication des redevances de réseau pour l'électricité, à ce que les recettes provenant des redevances de réseau soient suffisantes pour couvrir les coûts escomptés (et, en même temps, ne dépassent pas les seuils maximums de recettes).

(34) Comme indiqué dans la section 2.4.2, la BNetzA a adopté une décision visant à réglementer en détail le système par répartition mis en place en 2012. Cependant, les dispositions de l'article 19, paragraphe 2, sixième et septième phrases, du règlement StromNEV 2011 n'ont pas été mises en œuvre en 2011, de sorte que chaque gestionnaire de réseau a dû supporter ses propres coûts (voir la section 2.4.3).

2.4.2. FINANCEMENT PAR LA «SURTAXE ARTICLE 19» À PARTIR DE 2012

(35) Le cadre juridique applicable à la compensation et à l'indemnisation de la moins-value résultant de l'exonération complète a été établi par la décision de la BNetzA du 14 décembre 2011 (27) (ci-après la «décision de la BNetzA du 14 décembre 2011»), adoptée sur la base de l'article 29, paragraphe 1, de l'EnWG et de l'article 30, paragraphe 2, point 6, du règlement StromNEV 2011 (28). Cette décision obligeait les GRD à percevoir auprès des consommateurs finals un supplément appelé «surtaxe article 19». Les GRD étaient en outre tenus, en vertu de la BNetzA, de reverser mensuellement aux GRT les recettes de cette surtaxe (voir également l'article 9, paragraphe 5, du KWKG, auquel renvoie l'article 19, paragraphe 2, septième phrase, du règlement StromNEV 2011).

(36) L'objectif de la surtaxe article 19 était de créer un mécanisme de financement grâce auquel la charge financière résultant de l'application de l'article 19, paragraphe 2, du règlement StromNEV 2011 serait répartie de manière transparente et équitable, afin de créer des conditions équitables pour tous les consommateurs d'électricité sur l'ensemble du territoire allemand.

(37) Le montant de la surtaxe article 19 n'était pas calculé par la BNetzA, mais devait être déterminé chaque année par les GRT, sur la base de la méthode établie par la BNetzA. Cela signifie que les GRT devaient déterminer, d'une part, la moins-value escomptée résultant de l'exonération par rapport au paiement intégral des redevances de réseau et, d'autre part, la consommation attendue, afin de déterminer la surtaxe article 19 par kWh. Pour la première année de mise en œuvre (à savoir 2012), la BNetzA a fixé à 440 millions d'euros le montant à couvrir par la surtaxe article 19. Ce montant a servi de base au calcul de la surtaxe. Sur ce montant, 300 millions d'euros ont dû être reversés à titre de compensation pour la perte de recettes résultant de l'exonération complète. Les 140 millions d'euros restants étaient destinés à couvrir la moins-value résultant des redevances de réseau individuelles accordées au titre de l'article 19, paragraphe 2, première phrase, du règlement StromNEV 2011.

(38) Avant les modifications apportées au règlement StromNEV par l'article 7 de la loi du 26 juillet 2011, la moins-value résultant des redevances de réseau individuelles des utilisateurs atypiques était compensée par les redevances de réseau, à condition que le gestionnaire du réseau soit une entreprise rentable et puisse donc couvrir tous ses coûts conformément à l'ARegV. Comme les gestionnaires de réseau savaient déjà que certains utilisateurs paieraient moins, ils ont pu tenir compte de cet élément lors de la détermination des redevances de réseau conformément à l'article 20 du règlement StromNEV. En vertu de l'article 19, paragraphe 2, sixième et septième phrases, du règlement StromNEV 2011, la perte de recettes subie par les gestionnaires de réseau du fait des redevances de réseau individuelles des utilisateurs au sens de l'article 19, paragraphe 2, première phrase, du règlement StromNEV et de l'exonération complète des consommateurs de charge en continu, devait être compensée par une taxe spéciale.

(39) Par ailleurs, conformément à la décision de la BNetzA du 14 décembre 2011, les GRT devaient évaluer chaque année le montant des besoins financiers réels de l'année précédente. Si les revenus provenant de la surtaxe article 19 dépassaient le montant réellement nécessaire pour rembourser aux GRT la perte de recettes résultant de l'exonération complète et de la compensation pour les GRD, la surtaxe devait être réduite de la différence l'année suivante. Si les revenus n'étaient pas suffisants, la surtaxe était majorée en conséquence.

2.4.3. MÉCANISME DE FINANCEMENT EN 2011

(40) La décision de la BNetzA du 14 décembre 2011 indiquait explicitement que la perte de recettes subie en 2011 n'était pas couverte par le mécanisme de compensation et d'indemnisation décrit au considérant 30.

(41) Les GRD n'avaient donc aucun droit à une compensation de la part des GRT pour les pertes subies en 2011. Tant les GRD que les GRT ont dû couvrir ces pertes de recettes au moyen de leurs ressources propres.

(42) Ils ont pu inscrire ces pertes dans leurs comptes de régulation établis conformément à l'ARegV.

(43) Comme mentionné au considérant 32, l'ARegV a instauré un système de régulation conçu pour inciter les gestionnaires de réseau à gérer leur réseau de manière plus rentable du fait de l'obligation de respecter un seuil maximum de recettes fixé par la BNetzA. Ce seuil maximum est approuvé pour une période de régulation n'excédant pas cinq ans. Pour fixer le seuil maximum de recettes, les gestionnaires de réseau ont l'obligation de fournir à la BNetzA diverses données comptables (y compris leurs coûts et leurs recettes) avant le début de la période de régulation. Le montant maximum des recettes qu'un gestionnaire de réseau est en droit de tirer des redevances perçues auprès des utilisateurs change au cours de la période de régulation de cinq ans compte tenu de l'inefficacité des gestionnaires de réseau, de façon à inciter ces derniers à accroître leur efficacité. Cela signifie que le seuil maximum de recettes autorisé diminue au cours de la période de régulation. L'efficacité des gestionnaires de réseau est déterminée avant le début de chaque période de régulation au moyen d'une comparaison d'efficacité effectuée par la BNetzA. La première période de régulation s'est étendue de 2009 à 2013. La deuxième période de régulation a débuté en 2014 et prend fin en 2018.

(44) L'écart positif ou négatif (29) entre le seuil maximum de recettes autorisé et les recettes effectivement collectées est porté sur un compte spécial de régulation (article 5 du règlement ARegV), qui constitue un instrument comptable géré par la BNetzA, afin d'inciter les gestionnaires de réseau à être plus rentables.

(45) Au terme de la période de régulation de cinq ans allant de 2009 à 2013, les plus-values ont été déduites des moins-values. Le solde positif ou négatif en résultant a été reporté sur la période de régulation suivante (article 5, paragraphe 4, du règlement ARegV 2011) et réparti sur les cinq années de la deuxième période de régulation sous forme de hausse ou de baisse du seuil maximum de recettes en vigueur.

(46) Toutefois, si les recettes collectées au cours d'une année donnée de la période de régulation dépassaient de plus de 5 % le seuil maximum de recettes autorisé, les gestionnaires de réseaux concernés devaient adapter leurs redevances de réseau (pour éviter qu'une situation similaire ne se reproduise l'année suivante et prévenir le report de la diminution des redevances de réseau sur la période de régulation suivante). Si les recettes collectées au cours d'une année donnée de la période de régulation étaient inférieures de plus de 5 % au seuil maximum de recettes autorisé, le gestionnaire de réseau concerné avait le droit d'adapter ses redevances de réseau (pour éviter qu'une situation similaire ne se reproduise l'année suivante et prévenir une augmentation brusque des redevances de réseau au cours de la période de régulation suivante). Dans ce dernier cas toutefois, le gestionnaire de réseau pouvait décider lui-même s'il souhaitait ou non adapter ses redevances de réseau.

(47) Dans ce contexte, il était nécessaire d'indemniser les gestionnaires de réseau pour les moins-values résultant de l'exonération complète en 2011. Au moment du contrôle (30) portant sur 2011 (effectué en 2010), il n'était pas encore question d'exonération complète. En conséquence, il n'a pas non plus été possible de de tenir compte de celle-ci lors de la détermination des redevances de réseau pour 2011. Comme l'Allemagne l'a confirmé dans un courriel du 24 octobre 2017, la perte de recettes subie en 2011 (c'est-à-dire l'écart entre les recettes autorisées et les recettes réellement collectées) n'a pas pu être compensée par un ajustement des redevances de réseau prélevées en 2011 sur la base du règlement ARegV 2011 alors en vigueur, car les redevances de réseau devaient être déterminées à l'avance dans le cadre du contrôle visé à l'article 20 du règlement StromNEV et ne pouvaient pas être adaptées en cours d'année. Les gestionnaires de réseau ont alors été obligés de compenser ces pertes au moyen des bénéfices réalisés au cours des autres années de la période de régulation. C'est également la raison pour laquelle les gestionnaires de réseau ont contesté l'exonération en 2011 et la décision de la BNetzA.

(48) Il n'a pas non plus été possible de compenser les moins-values subies par les gestionnaires de réseau du fait de l'exonération complète au moyen d'une augmentation des redevances de réseau en 2012, car ces dernières ne reposaient que sur les coûts prévus pour 2012. Les moins-values — si elles n'ont pas déjà été compensées par des gains d'efficacité en 2011 — sont portées sur le compte de régulation. Lorsqu'à la fin de la première période de régulation, la perte de recettes subie en 2011 a été compensée par des plus-values réalisées durant les autres années de la période de régulation, aucune compensation des pertes n'a été effectuée. Ce n'est que lorsque les moins-values n'ont pas pu être compensées par des plus-values au cours de la période de régulation prenant fin en 2013 que la perte des recettes de 2011 a pu donner lieu à une compensation indirecte, sous la forme d'une légère hausse du seuil maximum de recettes autorisé, durant la période de régulation suivante. Toutefois, même dans un tel cas de figure, il n'y a normalement pas d'indemnisation complète, car conformément au règlement ARegV, le remboursement ne porte pas sur la totalité des coûts, mais uniquement sur les coûts d'un gestionnaire dont l'activité est rentable.

2.5. OBJECTIF DE L'EXONÉRATION COMPLÈTE

(49) Il ressort de l'exposé des motifs du règlement StromNEV 2011 que l'exonération complète des consommateurs de charge en continu a été introduite en raison des effets de stabilisation présumés de ces consommateurs sur le réseau (31).

2.6. MOTIFS D'OUVERTURE DE LA PROCÉDURE

(50) Dans sa décision d'ouvrir la procédure, la Commission est arrivée à la conclusion que l'exonération complète conférait un avantage sélectif aux consommateurs de charge en continu dont la consommation annuelle d'électricité était d'au moins 7 000 heures et de plus de 10 GWh. Par ailleurs, la Commission a conclu que la surtaxe article 19 introduite en 2012 constituait une ressource d'État et que les GRT avaient été chargés de sa gestion, sous contrôle de la BNetzA par l'intermédiaire du compte spécial de régulation. En ce qui concerne l'année 2011, la Commission a exprimé des réserves sur le fait que l'exonération complète ait pu être financée par des ressources d'État avant même l'introduction de la surtaxe article 19. La Commission a indiqué que l'existence de ressources d'État peut s'expliquer par le fait qu'en vertu de l'article 9 de la KWKG, les gestionnaires de réseau pouvaient percevoir une surtaxe auprès des utilisateurs du réseau, dont les recettes étaient gérées par les GRT. La Commission a par ailleurs estimé que la moins-value résultant de l'exonération complète des redevances de réseau en 2011 aurait éventuellement pu être compensée par le compte spécial de régulation contrôlé par la BNetzA.

(51) La Commission a également constaté que l'Allemagne n'avait pas expliqué sur quelle base cette aide était compatible avec le marché intérieur, mais avait simplement invoqué les effets de stabilisation du réseau sans les quantifier. La Commission a par conséquent ouvert la procédure formelle d'examen.

2.7. ÉVOLUTIONS À LA SUITE DE LA DÉCISION D'OUVRIR LA PROCÉDURE

(52) Étant donné que les gestionnaires de réseau n'étaient pas assurés de pouvoir compenser la moins-value résultant de l'exonération complète en 2011, certains d'entre eux ont contesté les décisions de la BNetzA, et notamment sa décision du 14 décembre 2011. Dans son ordonnance du 8 mai 2013, l'Oberlandesgericht Düsseldorf (tribunal régional supérieur de Düsseldorf, Allemagne) (32) a conclu que l'exonération complète au cours des années 2011 à 2013 était illégale et a retiré l'exonération accordée à l'entreprise concernée. L'Oberlandesgericht a estimé que l'exonération complète visée à l'article 19, paragraphe 2, deuxième phrase, du règlement StromNEV 2011 n'entrait pas dans les limites de la base d'habilitation de l'article 24 de l'EnWG 2011, qui autorise le gouvernement fédéral allemand à définir les modalités de calcul des redevances de réseau individuelles uniquement, mais pas à accorder une exonération complète des redevances de réseau. En outre, l'Oberlandesgericht a estimé que les redevances de réseau constituaient une contrepartie pour un service fourni (à savoir, l'accès au réseau et l'utilisation du réseau) et que l'exonération complète ne devait être considérée ni comme une redevance de réseau individuelle, ni comme une contrepartie pour un service fourni, mais plutôt comme un traitement de faveur, autrement dit, une exception au principe selon lequel une redevance de réseau appropriée doit être versée au gestionnaire du réseau pour l'utilisation du réseau. Les effets de stabilisation des consommateurs de charge en continu pourraient au mieux justifier une réduction des redevances de réseau, mais pas une exonération complète de celles-ci, puisque les consommateurs de charge en continu utilisent également le réseau. Enfin, l'Oberlandesgericht a établi que la surtaxe article 19 ne constituait pas une redevance de réseau, mais une taxe prélevée en plus des redevances de réseau: il ne s'agit pas d'une contrepartie pour l'utilisation du réseau, mais simplement d'une taxe introduite pour compenser la moins-value subie par les gestionnaires du réseau en raison de l'exonération complète.

(53) Par l'ordonnance du 6 octobre 2015 (33), le Bundesgerichtshof (Cour fédérale) a confirmé l'ordonnance de l'Oberlandesgericht Düsseldorf du 8 mai 2013. Le Bundesgerichtshof a confirmé que l'exonération complète visée à l'article 19, paragraphe 2, deuxième phrase, du règlement StromNEV 2011 n'entrait pas dans les limites de la base d'habilitation de l'article 24 de l'EnWG 2011, qui autorise le gouvernement fédéral allemand à définir les modalités de calcul des redevances de réseau individuelles uniquement, mais pas à accorder une exonération complète des redevances de réseau. Le Bundesgerichtshof a par ailleurs estimé que l'article 24, paragraphe 1, première et troisième phrases, de l'EnWG 2011 reposait sur la prémisse que les gestionnaires de réseau pouvaient exiger une contrepartie pour l'utilisation de leur réseau, et que les effets de stabilisation du réseau des consommateurs de charge en continu ne pouvaient être considérés, en ce qui concerne le gestionnaire de réseau, comme une contrepartie pour l'utilisation du réseau, puisque ces effets de stabilisation du réseau ne sont pas une contrepartie pour l'utilisation du réseau, mais simplement une conséquence de l'utilisation du réseau. En outre, le Bundesgerichtshof a estimé que, bien que ces effets de stabilisation du réseau puissent présenter un intérêt économique pour les gestionnaires de réseau et justifier une réduction des redevances de réseau, ils ne justifient pas automatiquement une exonération complète fondée uniquement sur le nombre d'heures d'utilisation, d'autant plus que les consommateurs de charge en continu contribuent également à la charge de pointe. Lors de l'octroi de réductions, il faudrait tenir compte de l'impact spécifique de chaque consommateur de charge en continu sur le réseau. Enfin, le Bundesgerichtshof a confirmé que la surtaxe article 19 ne constituait pas une redevance de réseau, mais une taxe prélevée en plus des redevances de réseau. Il ne s'agit pas d'une contrepartie pour l'utilisation du réseau, mais simplement d'une taxe introduite pour compenser la moins-value subie par les gestionnaires de réseau en raison de l'exonération complète.

(54) L'Oberlandesgericht Düsseldorf et le Bundesgerichtshof ont tous deux déclaré nulle l'exonération complète prévue à l'article 19, paragraphe 2, deuxième phrase, du règlement StromNEV 2011, ainsi que les exonérations individuelles de redevances de réseau accordées sur cette base. Toutefois, en vertu du droit administratif allemand, l'État allemand ne pouvait pas de facto exiger le remboursement par les bénéficiaires en raison des règles de prescription. Par ailleurs, le nouvel article 32, paragraphe 7, du règlement StromNEV 2014 stipule, comme indiqué au considérant 55, que les décisions relatives à l'exonération complète, adoptées sur la base de l'article 19, paragraphe 2, deuxième phrase, du règlement StromNEV 2011, ne deviendront inopérantes qu'à partir du 1er janvier 2014.

(55) Par le règlement du 14 août 2013 (34), l'Allemagne a abrogé l'exonération complète à partir du 1er janvier 2014 et a réintroduit à compter de cette date des redevances de réseau individuelles pour les consommateurs finals dont la consommation énergétique annuelle dépasse 10 GWh et atteint au moins 7 000 heures d'utilisation. Conformément au règlement StromNEV tel que modifié par l'article 1er du règlement du 14 août 2013 (ci-après le «StromNEV 2014»), la BNetzA était tenue d'établir des règles détaillées concernant la méthode de calcul des coûts de réseau individuels. À cet effet, la BNetzA a réintroduit la méthode du chemin physique par décision (35) adoptée au titre de l'article 29 de l'EnWG. Bien que légèrement modifiée, cette méthode est en substance la méthode du chemin physique utilisée conformément au règlement StromNEV 2010, pour calculer les redevances de réseau individuelles (voir le considérant 19 de la présente décision). La décision de la BNetzA sur la méthode du chemin physique a été validée par l'ordonnance du Bundesgerichtshof du 13 décembre 2016 (36). Le Bundesgerichtshof y reconnaît expressément que la méthode du chemin physique permet de déterminer les coûts de réseau engendrés par chaque consommateur de charge en continu, en fonction de la part représentée.

(56) L'ordonnance du 8 mai 2013 de l'Oberlandesgericht Düsseldorf et l'ordonnance du Bundesgerichtshof du 6 octobre 2015 n'ont toutes deux eu d'effets que sur les parties à la procédure et n'ont pas entraîné le retrait général de toutes les décisions relatives à l'exonération complète. L'article 32, paragraphe 7, du règlement StromNEV 2014 stipule donc que toutes les décisions relatives à l'exonération complète prises par une autorité de régulation sur la base de l'article 19, paragraphe 2, deuxième phrase, du règlement StromNEV, seront sans effet à compter du 1er janvier 2014. L'article 19, paragraphe 2, deuxième phrase, du règlement StromNEV 2014 devrait s'appliquer (rétroactivement à partir du 1er janvier 2012) aux demandes d'exonération en souffrance en vertu de l'article 19, paragraphe 2, du règlement StromNEV 2011 et aux cas dans lesquels une décision relative à l'exonération complète a été annulée par une décision de justice. Pour 2011, le règlement StromNEV a été appliqué dans de tels cas comme avant l'introduction de l'exonération complète (c'est-à-dire, des redevances de réseau individuelles déterminées sur la base du chemin physique, le cas échéant).

(57) Par ordonnance du 12 avril 2016 (37), le Bundesgerichtshof a annulé la décision de la BNetzA du 14 décembre 2011 (voir les considérants 35 à 39). Dans cette ordonnance, le Bundesgerichtshof a déclaré que la décision de la BNetzA du 14 décembre 2011 n'était pas couverte par la base d'habilitation de l'article 24 de l'EnWG. À la suite de cet arrêt, le législateur allemand a modifié l'article 24 de l'EnWG et a ainsi remédié rétroactivement à l'absence de base d'habilitation pour la surtaxe article 19 (38).

3. OBSERVATIONS DES PARTIES INTÉRESSÉES

(58) La Commission a reçu des observations de la part des parties intéressées suivantes: Ahlstrom GmbH, AlzChem AG, Aurubis AG, Bender GmbH, Fitesa Germany GmbH, Evonik Industries AG, Hans Adler OHG, Linde Gas Produktionsgesellschaft, Norske Skog Walsum GmbH, Oxxynova GmbH, Ruhr Oel GmbH, Saalemühle Alsleben GmbH, Sasol Wax GmbH, SETEX-Textil GmbH, Bundesverband der Energieabnehmer e.V., Currenta GmbH & Co. KG, Air Liquide Deutschland GmbH, InfraServ GmbH & Co. KG, Naturin Viscofan GmbH, Wirtschaftsvereinigung Stahl, Wirtschaftsvereinigung Metalle, Hydro Aluminium Rolled Products GmbH, Norsk Hydro ASA, Papierfabrik Scheufelen GmbH & Co. KG, ThyssenKrupp Steel Europe AG, Trimet Aluminium AG, UPM GmbH, Verband der Chemischen Industrie e.V., Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.V. et Xstrata Zink GmbH/Glencore. Il est indiqué dans l'ensemble des observations reçues que l'exonération complète ne constitue pas une aide d'État. Les arguments invoqués dans ces observations pour étayer ce point de vue sont résumés dans les considérants ci-après.

(59) Les parties intéressées défendent l'avis selon lequel l'exonération complète n'a pas procuré d'avantage aux consommateurs de charge en continu exonérés. Il s'agit au contraire, selon les parties intéressées, d'une contrepartie pour la contribution des consommateurs de charge en continu à la stabilité générale du réseau électrique. L'une des parties intéressées est d'avis que l'exonération complète constitue une compensation pour la fourniture d'un service d'intérêt économique général au sens de l'arrêt Altmark (39). Est notamment invoqué le fait que la consommation de charge en continu, qui permet une exonération complète, est une condition pour une production d'électricité continue à partir de générateurs synchrones. Ces centrales sont très importantes pour la stabilité du réseau, dès lors qu'elles contribuent à éviter les sauts de fréquence. Certaines parties intéressées se réfèrent à cet égard à une étude du 20 janvier 2012 sur le calcul de la production minimale technique du parc de centrales conventionnelles (40) afin de garantir la stabilité du système dans les réseaux de transport allemands en cas d'alimentation élevée à partir d'énergies renouvelables (41) (ci-après l'«étude de 2012»). Certaines parties intéressées estiment que l'avantage n'est pas sélectif, mais justifié par l'économie et la nature des redevances de réseau en Allemagne. Elles expliquent à cet égard que la possibilité de prévoir le comportement d'achat des consommateurs de charge en continu conduit à une réduction considérable des coûts de réseau puisque les besoins en matière d'énergie de réglage et de réserves s'en trouvent diminués. En outre, le comportement d'achat constant permet de maintenir plus longtemps les installations de réseau, ce qui réduit les coûts matériels. Ces coûts devraient, sinon, être supportés par les GRT dans le cadre de leurs missions définies à l'article 11 de l'EnWG. Certaines parties intéressées font également valoir que les consommateurs de charge en continu apportent une contribution au maintien de la tension et à la prévention des pannes d'électricité, et que l'exonération complète représente une compensation pour cette contribution. En outre, les observations présentées défendent le point de vue selon lequel la diminution de charge marginale exonérée des redevances de réseau garantit l'alimentation en électricité issue de sources d'énergie fluctuantes. Cela réduirait aussi bien les coûts de développement du réseau que les paiements compensatoires dans le cadre de l'Erneueuerbare-Energien-Gesetz (42) (loi sur les énergies renouvelables, ci-après l'«EEG»).

(60) Les parties intéressées ont également fait valoir que l'exonération complète n'avait pas été financée au moyen de ressources d'État. L'article 19, paragraphe 2, deuxième phrase, du règlement StromNEV 2011 faisait partie du système général des redevances de réseau, et il s'agissait donc d'une simple mesure de régulation des prix. Le fait que l'exonération complète dépendait d'une autorisation accordée par la BNetzA est vu par les parties intéressées comme un aspect purement formel qui ne suffit pas en soi à constater l'existence d'un financement au moyen de ressources d'État.

(61) En particulier, les parties intéressées ont fait observer qu'après l'introduction de la surtaxe article 19 en 2012, l'exonération complète ne pouvait plus être considérée comme étant financée au moyen de ressources d'État. La surtaxe article 19 fait partie du système général des redevances de réseau. En conséquence, les parties intéressées rejettent la qualification de la surtaxe article 19 de taxe parafiscale. Elles expliquent que le montant de la surtaxe article 19 n'est pas fixé par l'État, mais bien calculé par les gestionnaires de réseau, sur la base de profits qui leur échappent en raison de l'exonération complète. La surtaxe article 19 sert exclusivement à répartir sur tous les utilisateurs de réseau en Allemagne la charge financière résultant de l'exonération complète. De plus, les recettes générées par la surtaxe article 19 ne seraient pas destinées au budget de l'État, ni ne se trouveraient sous son contrôle. À cet égard, les parties intéressées ont expliqué que les GRT disposaient d'une marge d'appréciation quant à l'utilisation des recettes générales par la surtaxe article 19. Elles ont rejeté l'argument selon lequel les GRT centraliseraient les recettes générées par la surtaxe article 19 et agiraient ainsi de la même manière qu'un fonds. Selon elles, le groupe de projet commun «Compensation horizontale des charges» (Projektgruppe «Horizontaler Belastungsausgleich», ci-après le «PG HoBA»), auquel la décision d'ouvrir la procédure se réfère, a été institué sur une base volontaire et sert uniquement à la coordination technique entre les GRT.

(62) Les parties intéressées font valoir en outre que la surtaxe article 19 ne devait pas nécessairement être utilisée pour le financement de l'exonération complète. Même sans la surtaxe article 19, l'exonération complète aurait conduit à un avantage; la moins-value résultant de l'exonération complète aurait toutefois dû être supportée par les gestionnaires de réseau. Le mécanisme de compensation décrit dans la section 2.4 de la présente décision doit être considéré indépendamment de l'avantage accordé aux consommateurs de charge en continu. Sans ce mécanisme de compensation, les gestionnaires de réseaux auraient simplement intégré la moins-value dans le calcul des redevances de réseau pour les entreprises non exonérées, comme cela avait été le cas en 2011.

(63) De plus, les parties intéressées ont fait valoir que l'exonération complète ne fausse pas la concurrence ni n'entrave les échanges entre États membres puisqu'elle a simplement conduit à une diminution de la charge financière et du désavantage concurrentiel résultant des redevances de réseau nettement plus élevées en Allemagne que dans d'autres États membres.

(64) Seules quelques parties intéressées expliquent que l'exonération complète est compatible avec le marché intérieur. Leurs arguments se réfèrent pour l'essentiel à la contribution des consommateurs de charge en continu à la stabilité du réseau et donc, à la sécurité d'approvisionnement en Europe. Elles font valoir en outre que l'exonération complète renforce, en accord avec la politique de l'Union en matière de changement climatique, la compétitivité des gros consommateurs d'énergie et empêche donc une délocalisation de leurs activités vers des pays tiers, qui aurait des conséquences négatives pour l'économie de l'Union puisqu'elle entraînerait, par exemple, une perte de chaînes de création de valeur et une dépendance accrue de l'Union vis-à-vis des importations.

(65) Enfin, un nombre limité de parties intéressées fait valoir qu'un éventuel recouvrement enfreindrait le principe de confiance légitime. Elles allèguent à cet égard qu'en constatant que l'exonération complète a été financée au moyen de ressources d'État, la Commission s'écarte de l'interprétation de la notion d'aide d'État qui était appliquée, avant l'exonération complète, aussi bien dans sa pratique décisionnelle que dans la jurisprudence de la Cour de l'Union européenne; ce serait le cas, notamment, de l'interprétation de la notion de ressources d'État dans l'arrêt PreussenElektra.

(66) Après l'échéance du délai de présentation des observations, deux autres parties intéressées ont présenté leurs observations à la Commission (Wacker Chemie AG et Koehler Kehl GmbH). Wacker Chemie AG a pris position au sujet de la méthode du chemin physique développée et appliquée à partir de 2014 par la BNetzA pour définir les redevances de réseau individuelles pour les consommateurs de charge en continu. Wacker a défendu le point de vue selon lequel la méthode du chemin physique n'est pas appropriée pour calculer les redevances de réseau individuelles, dans la mesure où la redevance de réseau dépend du fait que le consommateur de charge en continu est installé à proximité d'une centrale de base ou non. Wacker a aussi critiqué le fait que les centrales hydroélectriques ne sont pas considérées comme des centrales de base et que la centrale en cause doit être en mesure de couvrir la totalité des besoins potentiels en électricité du consommateur de charge en continu. L'exonération complète constitue selon elle un principe plus simple qui reflète de manière adéquate la contribution des consommateurs de charge en continu à la stabilité du réseau. L'entreprise n'a cependant avancé aucun argument qui attesterait de l'effet stabilisateur des consommateurs de charge en continu. Koehler Kehl GmbH a transmis un avis sur un rapport de la BNetzA du 20 mars 2015 (43) et s'est référée aux informations figurant dans ce rapport, qui confirment la contribution de la consommation de charge en continu à la stabilité du réseau durant la période 2011-2013. Sur cette base, Koehler Kehl GmbH a défendu le point de vue selon lequel le fait que les consommateurs de charge en continu soient traités différemment des autres consommateurs finals ne constitue pas un avantage sélectif. L'entreprise a toutefois émis des doutes sur la solidité de l'argument avancé dans le rapport d'évaluation selon lequel une consommation de charge en continu est moins pertinente pour la stabilité du réseau. La méthode utilisée lors de l'élaboration du rapport est erronée, dès lors que l'on y a intégré par exemple les déclarations des gestionnaires des réseaux basse tension, auxquels toutefois aucun des consommateurs de charge en continu n'est raccordé. Le rapport ne contiendrait par conséquent pas d'affirmation pertinente qui démentirait l'effet stabilisateur de la consommation de charge en continu. En outre, les observations formulées soulignent l'existence d'un besoin constant en centrales de base, et donc en consommateurs de charge en continu, pour la stabilisation du réseau.

4. POSITION DE L'ALLEMAGNE

(67) L'Allemagne considère que l'exonération complète qui fait l'objet de la décision d'ouverture n'était pas une aide d'État, puisqu'elle n'a pas produit d'avantage sélectif ni n'a été financée au moyen de ressources d'État. À titre subsidiaire, les autorités allemandes estiment que l'exonération complète est compatible avec le marché intérieur. Elles soulignent dans ce contexte la nécessité de garantir, durant le développement de la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables, des conditions de concurrence égales pour les gros consommateurs d'énergie.

(68) L'exonération intégrale correspond selon elles à la logique du système de droits de réseau en Allemagne, et notamment au principe selon lequel les droits de réseau doivent être adaptés (aux coûts) et exempts de toute discrimination. L'Allemagne fait valoir que le principe de la réflectivité des coûts, inscrit à l'article 16, paragraphe 1, du règlement StromNEV, ainsi que l'obligation figurant à l'article 17, paragraphe 1, deuxième phrase, du règlement StromNEV, selon lequel les droits de réseau doivent s'orienter chaque fois selon le nombre d'heures d'utilisation, entraînent la nécessité d'assurer aux consommateurs de charge en continu un traitement différent des autres consommateurs finals. Elle ajoute que l'exonération totale devrait être considérée comme une contrepartie raisonnable pour la contribution des consommateurs de charge en continu à la stabilité du réseau.

(69) Les consommateurs de charge en continu se distinguent fortement, selon l'Allemagne, des «consommateurs typiques». Alors que les consommateurs typiques auraient une consommation fluctuante, qui ne peut pas être pronostiquée de manière précise, les consommateurs de charge en continu puiseraient toujours la même quantité d'électricité du réseau. Eu égard à la bonne prévisibilité de la quantité d'électricité prélevée par les consommateurs de charge en continu, le besoin en énergie de réglage, réserves et mesures de redistribution serait revu à la baisse. En règle générale, la bonne prévisibilité faciliterait la planification du réseau et entraînerait une exploitation efficace du parc de centrales électriques (dès lors que le parc de centrales se compose en grande majorité de centrales conventionnelles). Si les consommateurs de charge en continu devaient verser les redevances de réseau calculées conformément aux articles 16 et 17, ils devraient apporter une contribution de 100 % à l'ensemble de ces coûts, même s'ils ne les ont pas générés. Dans la mesure où, en règle générale, les consommateurs de charge en continu sont implantés à proximité des installations de production d'électricité, ceux-ci n'utiliseraient qu'une part mineure du réseau et leur consommation entraînerait moins de pertes de réseau. De plus, les consommateurs de charge en continu exonérés des droits de réseau ne contribueraient pas à un besoin accru d'extension du réseau (à moins qu'ils soient eux-mêmes le motif de l'extension du réseau), puisque seules les fluctuations de consommation dépassant la charge en continu constante sont prises en considération pour l'extension du réseau. Les consommateurs de charge en continu auraient une influence positive sur le maintien de la fréquence, puisqu'une demande constante d'une certaine quantité peut réduire les sauts de fréquence, ce qui allongerait les temps de réaction des gestionnaires de réseau.

(70) L'Allemagne explique également que le système général des droits de réseau ne reflète pas de manière appropriée le rapport entre les coûts de réseau induits par les consommateurs de charge en continu exonérés et les coûts générés par les consommateurs dont la consommation est fluctuante. La fonction de simultanéité se base sur des données historiques, mais elle ne garantit cependant pas que les consommateurs ayant un comportement de consommation fluctuant prélèvent de l'électricité au même moment, comme c'était le cas dans le passé. Bien que les consommateurs fluctuants dont le nombre d'heures d'utilisation est réduit soient aussi caractérisés, empiriquement, par un faible degré de simultanéité, leur consommation d'électricité peut cependant fluctuer autour de la charge de pointe annuelle (en raison de la difficulté à prévoir leur consommation). Cela contraint les gestionnaires de réseau à tenir compte d'une marge de sécurité lorsqu'ils conçoivent le réseau. Cette marge de sécurité n'est pas nécessaire pour les consommateurs de charge en continu. Par conséquent, la fonction de simultanéité aurait surévalué les coûts induits par les consommateurs de charge en continu par rapport à ceux générés par les consommateurs fluctuants.

(71) Enfin, l'Allemagne a expliqué qu'une charge élevée et stable entraîne des économies d'échelle dont il n'a pas été tenu compte dans le calcul des droits de réseau sur la base de la fonction de simultanéité. Lors de la définition des droits de réseau à partir de la fonction de simultanéité, les droits de réseau devant être acquittés par les consommateurs de charge en continu seraient donc estimés à un niveau trop élevé.

(72) Concernant ce point, l'Allemagne arrive à la conclusion que les consommateurs de charge en continu, comparés aux consommateurs ayant un comportement de consommation fluctuant, contribuent à une série de réduction de coûts et d'économies dont bénéficient tous les utilisateurs du réseau. Ces économies ne peuvent être chiffrées avec précision, mais elles pourraient être quantifiées de manière indirecte par le calcul des coûts générés individuellement par chaque client de la charge en continu (coûts marginaux).

(73) L'Allemagne est d'avis que l'exigence légale d'une consommation de plus de 10 GWh et d'au moins 7 000 heures d'utilisation est justifiée et cohérente, puisqu'elle garantit un prélèvement d'électricité (charge en continu) stable et significatif. Pour atteindre le nombre de 7 000 heures d'utilisation, un consommateur final devrait prélever du réseau, tous les quarts d'heure, pendant 80 % de l'année, la charge de pointe annuelle. Les 7 000 heures d'utilisation ne dépendent donc pas de la quantité d'électricité consommée, mais de la stabilité de la consommation. En d'autres termes, les 7 000 heures d'utilisation ne peuvent être atteintes que si le consommateur prélève exactement la même quantité d'électricité pendant 80 % de l'année. L'Allemagne explique aussi que l'exigence des 10 GWh a été fixée à ce niveau, car les utilisateurs du réseau n'envisageraient de se retirer du système général des droits de réseau qu'à partir d'une certaine quantité d'électricité consommée (44).

(74) En ce qui concerne le recours potentiel à des ressources d'État, l'Allemagne défend l'avis selon lequel l'État n'exerce aucun contrôle sur le financement de l'exonération complète. L'autorisation de l'exonération complète par l'autorité de régulation n'est à elle seule pas suffisante pour faire le constat d'un tel contrôle.

(75) De plus, l'Allemagne fait valoir que la surtaxe article 19 ne constitue pas une taxe au sens de l'arrêt Essent (45). Pour étayer cet argument, l'Allemagne fait valoir que le montant de la surtaxe article 19 n'a pas été fixé par l'État, mais par les GRT, qui sont essentiellement des entreprises privées. En outre, les éventuels surplus résultant de la surtaxe article 19 ne sont pas reversés à l'État — contrairement à la situation dans l'affaire Essent. Selon l'Allemagne, les GRT peuvent décider librement de l'utilisation des recettes de la surtaxe article 19.

(76) L'Allemagne explique en outre que le simple fait que la surtaxe article 19 ait été introduite par la BNetzA ne suffit pas en lui-même à constater l'existence d'un contrôle étatique. La surtaxe article 19 a été introduite pour répartir équitablement la charge financière résultant de l'exonération complète. Une telle compensation à l'échelle de toute l'Allemagne s'avère nécessaire au regard de particularités réglementaires allemandes, puisque le réseau de transport est subdivisé en quatre zones géographiques, qui sont administrées par quatre GRT. L'alternative aurait été de ne pas augmenter les droits de réseau pour les consommateurs finals non exonérés au sein d'un territoire couvert par un réseau déterminé, ce qui aurait toutefois conduit à des différences de charge financière selon les régions. Le montant de la charge financière aurait dès lors été fonction de l'étendue des exonérations complètes dans le territoire couvert par le réseau correspondant.

(77) En ce qui concerne l'année 2011, l'Allemagne explique que les recettes perdues en 2011 n'ont pas pu être compensées par les droits de réseau prélevés en 2011, puisque les droits de réseau devaient être fixés au préalable. Elles n'ont pas pu être compensées en 2012 non plus, puisque les droits de réseau doivent être calculés sur la base des coûts de réseau prévus. Par conséquent, la surtaxe article 19 faisant défaut, la moins-value résultant de l'exonération complète n'a pu être compensée — à tout le moins — que partiellement sur le compte de régulation, conformément aux dispositions prévues à l'article 5 du règlement ARegV 2011. Dans le cas d'une différence négative, résultant de la moins-value entre les recettes effectivement obtenues et le seuil maximal de recettes autorisé, cette différence est comptabilisée sur le compte de régulation. Un bilan négatif à la fin de la période de régulation aurait conduit à un relèvement du seuil maximal de recettes autorisé durant la période de régulation suivante. Dans ce contexte, l'Allemagne explique que le compte de régulation n'est pas la propriété de l'autorité de régulation compétente, ni n'est placé sous son contrôle. Le compte de régulation sert exclusivement l'objectif consistant à compenser au cours de la période de régulation les recettes des droits de réseau qui dépassent le seuil maximal de recettes autorisé, en accord avec le système décrit au considérant 41. Par conséquent, on ne comptabilise pas sur ce compte de régulation les liquidités qui pourraient être utilisées pour le financement de la moins-value résultant de l'exonération complète.

(78) L'Allemagne défend en outre l'avis selon lequel l'exonération complète n'entraîne aucune charge supplémentaire pour le budget de l'État. En particulier, les GRT ne sauraient être assimilés à l'État. Lors de la coordination de leur procédure de gestion de la surtaxe article 19, les GRT n'auraient pas agi de la même manière qu'un fonds, s'agissant de l'efficacité et de la transparence.

(79) L'Allemagne exprime également le point de vue selon lequel l'exonération complète n'a pas entraîné de distorsion de la concurrence sur le marché intérieur. Elle invoque à cet égard les coûts d'électricité élevés qui pèsent plus lourdement sur les gros consommateurs d'énergie en Allemagne que sur leurs concurrents dans les autres États membres. L'Allemagne fait valoir dans ce contexte que les États membres devraient être autorisés à adopter des mesures sur le maintien de la compétitivité de l'industrie européenne, notamment des secteurs grands consommateurs d'énergie, et elle souligne combien, en comparaison avec d'autres États membres, elle poursuit en matière d'énergies renouvelables une politique très ambitieuse qui rend nécessaires des investissements considérables sur le réseau. Cela entraîne des droits de réseau plus élevés. Il est nécessaire selon elle de limiter les coûts résultant du développement des énergies renouvelables pour garantir des conditions de concurrence égales vis-à-vis des entreprises d'autres États membres ou de pays tiers. Sans une telle limitation, l'industrie allemande serait menacée.

(80) L'Allemagne explique par ailleurs que, même si l'exonération complète constituait une aide d'État, celle-ci serait en tous les cas compatible avec le marché intérieur conformément à l'article 107, paragraphe 3, point b) ou c), TFUE, puisque l'exonération complète en vigueur durant la période 2011-2013 était nécessaire pour encourager un comportement de consommation qui constituait un avantage pour le réseau et la stabilité du réseau. Selon l'Allemagne, l'exonération totale était également nécessaire pour maintenir les consommateurs de charge en continu au sein du système de l'approvisionnement général en électricité et pour empêcher qu'ils ne passent à un système d'autoproduction ou construisent un raccordement direct à une centrale, au détriment de la stabilité du réseau. L'exonération a donc contribué à l'objectif de la sécurité d'approvisionnement. Le comportement prévisible et stable de consommation des consommateurs de charge en continu facilite selon l'Allemagne une gestion sûre du réseau. L'Allemagne souligne également que la consommation de charge en continu exonérée des droits de réseau est une condition pour la production minimale d'électricité conventionnelle nécessaire pour garantir la stabilité de réseau et renvoie à cet égard à l'étude de 2012. Durant la période 2011-2013, le bouquet énergétique allemand était toujours caractérisé par les centrales conventionnelles et n'était pas encore très flexible. Sans une consommation de charge en continu élevée, les centrales conventionnelles dotées de générateurs synchrones n'auraient pas pu être continuellement exploitées ni fournir les mêmes services auxiliaires (46). Cet aspect est particulièrement important, eu égard à la part croissante de la production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelables fluctuantes et à la décision, prise à la suite de l'accident de Fukushima, d'arrêter huit centrales nucléaires. Sans les centrales conventionnelles dotées de générateurs synchrones, les gestionnaires de réseau auraient dû prendre d'autres mesures de stabilisation du réseau, entraînant à son tour un accroissement des coûts généraux du réseau. L'Allemagne est donc d'avis que l'objectif de l'exonération complète était conforme à l'objectif fixé à l'article 1er de l'EnWG d'un approvisionnement en électricité sûr, abordable et efficace. L'exonération complète était nécessaire pour promouvoir le développement de l'électricité renouvelable, puisqu'elle garantissait que cette électricité renouvelable serait consommée à tout moment. En l'absence de consommateurs de charge en continu, le risque était que de l'électricité renouvelable soit produite durant des périodes où il n'y a aucune demande. Les gestionnaires de réseau auraient alors dû régler à la baisse des installations de production d'électricité renouvelable et leur verser une compensation, de sorte que les coûts de la promotion de l'énergie renouvelable auraient augmenté.

(81) L'Allemagne affirme que l'exonération complète visait également à transposer l'article 14 du règlement (CE) no 714/2009 du Parlement européen et du Conseil (47), ainsi que le considérant 32 et l'article 32, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil (48), selon lesquels les droits de réseau doivent être appliqués sans discrimination. L'exonération complète a garanti que les différences entre les coûts générés par les consommateurs de charge en continu et ceux générés par les consommateurs normaux se retrouvent dans les droits de réseau.

5. APPRÉCIATION DU RÉGIME D'AIDE

(82) L'appréciation qui suit se fonde sur, et se limite à l'examen du cadre juridique, de la situation du marché, du bouquet énergétique et de la situation du réseau dans les années 2011 à 2013.

5.1. EXISTENCE D'UNE AIDE AU SENS DE L'ARTICLE 107, PARAGRAPHE 1, TFUE

(83) En vertu de l'article 107, paragraphe 1, TFUE, sont incompatibles avec le marché intérieur, dans la mesure où elles affectent les échanges entre États membres, les aides accordées par les États ou au moyen de ressources d'État sous quelque forme que ce soit qui faussent ou qui menacent de fausser la concurrence en favorisant certaines entreprises ou certaines productions (49).

5.1.1. EXISTENCE D'UN AVANTAGE

(84) La notion d'aide au sens de l'article 107, paragraphe 1, TFUE recouvre non seulement des prestations positives telles que des subventions, mais également des interventions qui, sous des formes diverses, allègent les charges qui grèvent normalement le budget d'une entreprise et qui, par-là, sans être des subventions au sens strict du mot, sont de même nature et ont des effets identiques (50).

(85) Les consommateurs d'électricité doivent en règle générale acquitter un droit pour l'utilisation du réseau d'électricité. Ce droit reflète les coûts de réseau générés par le consommateur concerné. Par conséquent, pour les entreprises qui utilisent le réseau d'électricité, ces droits de réseau représentent une partie de leurs coûts de production normaux. Du fait de l'exonération complète des consommateurs de charge en continu ayant une consommation d'électricité annuelle de plus de 10 GWh et un minimum de 7 000 heures d'utilisation, conformément à l'article 19, paragraphe 2, deuxième phrase, du règlement StromNEV 2011, ces consommateurs sont exonérés d'une charge financière qu'ils auraient normalement dû supporter. L'article 19, paragraphe 2, deuxième phrase, du règlement StromNEV 2011 a donc procuré un avantage aux consommateurs de charge en continu qui remplissaient les critères indiqués.

(86) Certaines parties intéressées ont fait valoir que l'exonération ne constituait pas un avantage dans la mesure où il s'agissait d'une contrepartie pour un service fourni (consommation électrique stable) aux conditions du marché (répondant au principe de l'investisseur en économie de marché) ou d'une compensation pour la fourniture d'un service d'intérêt économique général.

Il ne s'agit pas d'une compensation d'un service d'intérêt économique général

(87) Dans son arrêt Altmark (51), la Cour a précisé que les quatre critères ci-après devaient être remplis afin qu'une compensation pour la fourniture d'un service d'intérêt économique général ne constitue pas une aide d'État au sens de l'article 107, paragraphe 1, TFUE: a) l'entreprise bénéficiaire a effectivement été chargée de l'exécution d'obligations de service public et ces obligations ont été clairement définies; b) les paramètres sur la base desquels est calculée la compensation doivent être préalablement établis, de façon objective et transparente, afin d'éviter qu'elle comporte un avantage économique susceptible de favoriser l'entreprise bénéficiaire par rapport à des entreprises concurrentes; c) les compensations ne dépassent pas ce qui est nécessaire pour couvrir tout ou partie des coûts occasionnés par l'exécution de l'obligation de service public, en tenant compte des recettes y relatives ainsi que d'un bénéfice raisonnable pour l'exécution de cette obligation; d) lorsque le choix de l'entreprise à charger de l'exécution d'obligations de service public n'est pas effectué dans le cas concret dans le cadre d'une procédure de marché public permettant de sélectionner le candidat capable de fournir ces services au moindre coût pour la collectivité, le niveau de la compensation nécessaire doit être déterminé sur la base d'une analyse des coûts qu'une entreprise moyenne, bien gérée et adéquatement équipée aurait encourus pour exécuter ces obligations en tenant compte des recettes y relatives ainsi que d'un bénéfice raisonnable pour l'exécution de ces obligations.

(88) Il est cependant constaté que ces quatre conditions cumulatives ne sont pas remplies dans le cas présent. Premièrement, les dispositions de droit allemandes ne donnent pas de définition d'un service d'intérêt économique général qui consisterait en une consommation électrique stable, pas plus qu'elles ne confient aux consommateurs de charge en continu la mission d'exécuter une obligation de service public (52). Deuxièmement, ces dispositions ne contiennent pas de paramètres sur la base desquels les coûts devraient être calculés afin d'éviter une surcompensation. Troisièmement, une consommation électrique annuelle de plus de 10 GWh et d'au moins 7 000 heures d'utilisation correspond tout simplement au profil de consommation normal de bon nombre de consommateurs de charge en continu, et n'entraîne pas de coûts particuliers. Dans de tels cas, l'exonération complète conduit nécessairement à une surcompensation, puisqu'elle va au-delà de la compensation qui serait nécessaire pour couvrir les surcoûts générés par l'obligation de service public invoquée. De même, les entreprises n'ont pas été sélectionnées dans le cadre d'une procédure de marché public, et le montant de l'exonération complète n'a pas été défini sur la base d'une analyse des coûts qu'une entreprise moyenne, bien gérée et adéquatement équipée encourt pour exécuter ces obligations en tenant compte des recettes y relatives ainsi que d'un bénéfice raisonnable. Au contraire, l'Allemagne a souligné combien il est difficile de quantifier la valeur d'une consommation électrique stable pour le réseau.

L'exonération complète ne correspond pas au comportement d'un investisseur en économie de marché

(89) Concernant l'argument selon lequel l'exonération complète équivaut à un paiement qu'un investisseur en économie de marché effectuerait pour bénéficier du service en cause, il convient de constater qu'aucun argument convaincant n'a été avancé qui démontrerait que la valeur de l'exonération complète correspond au prix que les gestionnaires de réseau — sans l'article 19, paragraphe 2, deuxième phrase du règlement StromNEV 2011 — auraient été disposés à payer pour le service prétendument fourni par les consommateurs de charge en continu.

(90) Premièrement, le fait que les gestionnaires de réseau ont attaqué l'exonération complète devant les juridictions nationales (voir les considérants 52 et 53) montre qu'ils n'auraient pas acquis d'eux-mêmes le service en question contre la garantie d'une exonération complète allant au-delà des droits de réseau individuels (voir la section 5.1.2). Dans le cadre d'un rapport d'évaluation de la BNetzA du 30 mars 2015 concernant les effets de l'article 19, paragraphe 2, du règlement StromNEV sur l'exploitation de réseaux d'approvisionnement en électricité (53) (ci-après le «rapport d'évaluation de 2015»), qui s'appuie sur des données de la période 2011-2013, la BNetzA a mené un sondage parmi les gestionnaires de réseau. Il apparaît clairement dans ce rapport que les gestionnaires au réseau desquels sont raccordés des consommateurs de charge en continu ont un avis partagé concernant l'effet utile des consommateurs de charge en continu pour la stabilité du réseau. Certains affirment que, durant la période 2011-2013, les consommateurs de charge en continu ont généré des coûts de réseau plus faibles que d'autres utilisateurs du réseau ayant des charges variables et non prévisibles (mais ont tout de même occasionné des coûts, est-il remarqué); d'autres ont estimé que des charges flexibles seraient plus utiles pour réagir à la volatilité (54). Un GRT a défendu le point de vue selon lequel la contribution des consommateurs de charge en continu à la stabilité du réseau dépend chaque fois de la situation spécifique sur le réseau (55). Certains gestionnaires ont constaté que les consommateurs de charge en continu concernés adoptaient dès avant l'introduction de l'exonération complète un comportement de consommation identique, de sorte que l'exonération n'était pas nécessaire pour qu'ils modifient leur comportement. Le service aurait par conséquent été fourni même sans cette mesure. Cela confirme que les gestionnaires de réseau n'auraient pas tous «acheté» d'eux-mêmes la consommation électrique stable des consommateurs de charge en continu, et aucun d'entre eux ne l'aurait fait au prix d'une exonération complète.

(91) Deuxièmement, même si les gestionnaires de réseau avaient acheté d'eux-mêmes, dans certains cas, le service en cause, ils ne l'auraient fait que dans la mesure nécessaire à la gestion du réseau, et à un prix tenant compte de la contribution différentiée à la stabilité du réseau. L'exonération complète est en revanche garantie à des consommateurs de charge en continu dont la consommation électrique annuelle compte au moins 7 000 heures d'utilisation et plus de 10 GWh, sans prendre en considération à quel niveau de réseau ils sont raccordés, quelle contribution effective ils apportent à la stabilité du réseau (56), ou si, éventuellement, un nombre suffisant de consommateurs de charge en continu est déjà présent pour garantir une gestion de réseau stable. De même, si une demande stable (et non une réduction des coûts) est déterminante pour une gestion sûre du réseau, il n'y a aucune raison d'exclure de l'exonération complète des consommateurs dont la consommation électrique est inférieure à 10 GWh.

(92) Troisièmement, il y a lieu de constater que certaines juridictions allemandes sont également parvenues à la conclusion que l'exonération complète ne peut pas être considérée comme une contrepartie d'un service fourni, étant donné que le «service» correspond simplement, pour bon nombre de consommateurs de charge en continu, à leur comportement de consommation normal, et que l'accroissement concret de la stabilité du réseau n'a pas été pris en considération dans l'exonération complète. Selon le point de vue de ces juridictions, seule serait justifiée une réduction qui tienne compte de l'effet concret du comportement de chacun des consommateurs de charge en continu (voir les considérants 52 et 52).

(93) Une fraction des parties intéressées a fondé l'argument selon lequel l'exonération complète correspondait à un paiement qu'un opérateur du marché effectuerait pour le service des consommateurs de charge en continu sur l'étude de 2012 (voir le considérant 59).

(94) Il convient tout d'abord de remarquer à ce sujet que l'exonération a été introduite au moyen d'un acte réglementaire promulgué par l'État en sa qualité d'autorité de régulation. Concernant cet aspect, il y a lieu de se baser sur la jurisprudence récente du Tribunal dans l'affaire EDF/Commission (57). Selon celle-ci, l'État membre qui invoque le principe de l'investisseur en économie de marché doit démontrer qu'il a pris la décision de régulation en sa qualité d'actionnaire et non en sa qualité de puissance publique. Dans le cas présent, l'Allemagne (à l'échelon fédéral) ne détient aucune action dans les gestionnaires de réseau. Elle n'a cependant produit aucun document dont il ressortirait qu'elle a tenu compte des actions détenues par des autorités régionales ou locales dans les gestionnaires de réseau. Ni l'Allemagne, ni les parties intéressées n'ont transmis des documents de cette période faisant apparaître des considérations commerciales. De plus, l'étude a été rédigée après l'adoption de la BNetzA du 14 décembre 2011. Par conséquent, le principe de l'investisseur en économie de marché n'est pas applicable dans le cas présent.

(95) Deuxièmement, il convient de souligner que, même si le principe de l'investisseur en économie de marché était applicable (ce qui n'est toutefois pas le cas), l'étude de 2012 n'a été rédigée qu'après l'introduction de l'exonération. Un investisseur en économie de marché ne pourrait donc pas avoir fondé sur cette étude sa décision d'introduire l'exonération.

(96) Même si l'étude de 2012 était déterminante pour l'application du principe de l'investisseur en économie de marché (ce qui n'est pas le cas), elle n'étaie pas les arguments avancés. Selon l'avis des parties intéressées, une demande stable et forte est indispensable pour garantir la production minimale nécessaire de telles centrales, dès lors que cette demande garantit la rentabilité des centrales concernées et empêche leur démantèlement. Il convient toutefois de remarquer que l'étude de 2012 n'évoque aucunement l'importance des consommateurs de charge en continu pour le maintien de la production minimale des centrales conventionnelles en Allemagne nécessaire pour une gestion sûre du réseau. Ce n'est pas le sujet de l'étude et, partant, les consommateurs de charge en continu n'y sont pas mentionnés. La synthèse des résultats de l'étude (58) souligne toutefois que la production minimale nécessaire en Allemagne pour garantir une gestion du réseau sûre a été calculée sur la base de la demande existant en Allemagne. Ainsi, la production minimale nécessaire en Allemagne pour garantir une gestion sûre du réseau dépend du volume de consommation, mais aussi du type de la charge qui doit être couvert. En cas de demande réduite, ou si aucune production de charge de base ne devait être nécessaire pour couvrir la demande de charge de base, la production minimale nécessaire en Allemagne serait fixée différemment. Les consommateurs de charge en continu expliquent en partie pourquoi les capacités de production sont nécessaires dans cette mesure. Dès lors, leur demande ne saurait guère être considérée comme un service. Le maintien des centrales concernées sur le marché ne peut être garanti uniquement grâce aux consommateurs de charge en continu. L'élément décisif est, en fin de compte, le prix auquel l'électricité est vendue. Si les prix sont trop bas, la centrale électrique de base ne peut se maintenir sur le marché. De plus, le niveau de la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables joue également un rôle important. Si la demande est réduite, mais que de grandes quantités d'électricité renouvelable sont produites, les installations de production d'électricité renouvelable ont une priorité d'appel et un accès prioritaire au réseau par rapport aux centrales utilisant des combustibles fossiles. À cet égard, il y a lieu d'observer qu'une partie des centrales conventionnelles mentionnées dans l'étude de 2012 ne sont pas des centrales électriques de base, mais des centrales conventionnelles qui peuvent avoir une montée en puissance rapide (par exemple les centrales à cycle combiné). Les consommateurs de charge en continu ne constituent pas une incitation au maintien sur le marché pour ces centrales, car leur rentabilité dépend de la possibilité d'obtenir des prix plus élevés en cas de situation d'approvisionnement difficile.

(97) Certaines parties intéressées ont également soutenu que l'exonération était justifiée en raison de l'inclusion des consommateurs de charge en continu dans le plan de délestage en cinq phases des GRT, qui doit permettre d'éviter les défaillances de réseau lorsque le système est surchargé. Ce plan est présenté dans le Transmission Code 2007 (Règles de réseau et de système des gestionnaires de réseau de transport allemands). Ces parties intéressées font valoir en outre que ce délestage intervient en dehors de toute relation contractuelle et sans compensation, et que l'exonération complète constitue une compensation pour leur contribution à la sécurité d'approvisionnement.

(98) Il est tout d'abord constaté à cet égard que ces allégations sont en contradiction avec le Transmission Code 2007. La section 7.3.4, paragraphe 6, du Transmission Code 2007 prévoit expressément que la possibilité du délestage soit garantie par des dispositions contractuelles avec les clients du réseau. De plus, il n'existe pas de corrélation entre l'exonération complète et le délestage, puisque l'inclusion dans le plan de délestage en cinq phases n'est pas une condition pour bénéficier de l'exonération complète. Les parties concernées admettent à cet égard que leur consommation stable augmente uniquement la probabilité de leur inclusion dans ce plan. Selon elles, les consommateurs qui ne sont pas des consommateurs de charge en continu peuvent également prendre part à ce plan. En effet, d'autres consommateurs que les consommateurs de charge en continu doivent être inclus dans le plan de délestage en cinq phases. De fait, entre 35 % et 50 % de la charge de réseau (après délestage de pompes) sont inclus dans le plan (59). D'après les informations transmises par l'Allemagne, les entreprises totalement exonérées des droits de réseau atteignent ensemble une charge de pointe de 3,5 GW, ce qui correspond à environ 4,2 % du pic de charge de l'Allemagne en 2013 (60). Par conséquent, l'exonération — même en supposant qu'elle puisse correspondre à une rétribution pour l'inclusion dans le plan en cinq phases — constituerait toujours un avantage sélectif, puisqu'elle n'a été accordée qu'aux consommateurs de charge en continu et n'entrait en pas en considération pour tous les autres consommateurs qui étaient également inclus dans le plan de délestage en cinq phases.

(99) Certaines parties intéressées semblent tabler sur le fait que les consommateurs de charge en continu doivent répondre à certaines spécifications techniques en cas de raccordement au réseau et investir à cette fin dans des installations pour améliorer la stabilité du réseau, puisqu'ils alimentent la puissance réactive (61), sans recevoir pour cela de compensation.

(100) Il convient néanmoins de remarquer que l'exonération complète ne peut être considérée comme une rétribution qu'un investisseur en économie de marché aurait payée pour ce prétendu service. La réalité décrite par les parties intéressées ne constitue pas un service pour lequel des gestionnaires de réseau acquitteraient une rétribution. Il s'agit plutôt d'une spécification technique que les consommateurs doivent satisfaire pour être raccordés au réseau. Ils doivent notamment veiller à ce que leur facteur de décalage reste dans la fourchette de – 0,9 à + 0,9. Ainsi, selon les circonstances, il peut être effectivement nécessaire que le consommateur investisse dans une installation spéciale qui assure que son facteur de décalage se maintienne dans le cadre des valeurs prescrites. Cela ne saurait toutefois être considéré comme un service de réseau, mais constitue une mesure de prévention contre des perturbations de réseau plus importantes. Si les consommateurs (y compris les consommateurs de charge en continu) ne respectaient pas cette spécification technique, ils seraient responsables de perturbations considérables de la tension de réseau. Les parties intéressées ont elles-mêmes admis que cette spécification est nécessaire pour garantir une gestion de réseau sûre. De plus, les spécifications techniques s'appliquent à tous les consommateurs qui souhaitent conserver un raccordement au réseau concerné, et pas uniquement aux consommateurs de charge en continu. Dès lors, même si l'exonération pouvait être vue comme une rétribution (ce qu'elle n'est cependant pas), elle offrirait toujours un avantage sélectif puisqu'elle était limitée aux consommateurs de charge en continu, à l'exclusion de tous autres consommateurs qui devaient remplir la même exigence.

5.1.2. EXISTENCE D'UN AVANTAGE SÉLECTIF

(101) Tant les parties intéressées que l'Allemagne ont fait valoir que l'exonération complète n'offre pas d'avantage sélectif puisqu'elle est justifiée par la nature et l'économie du système des droits de réseau en Allemagne. Elles soulignent que le système des droits de réseau en Allemagne s'appuie sur le principe de la réflectivité des coûts, mais que le profil de consommation et de charge des consommateurs de charge en continu se distingue nettement de celui des utilisateurs de réseau classiques, dont la consommation d'électricité et la charge de consommation sont variables et non prévisibles. À leur avis, l'exonération complète est justifiée parce que les consommateurs de charge en continu contribuent à la réduction de différents coûts de réseau.

(102) L'exonération complète ne peut dès lors être constitutive d'une aide d'État que dans la mesure où avantage accordé aux consommateurs de charge en continu est sélectif. Afin d'établir qu'un avantage est sélectif, la Commission doit démontrer qu'une mesure introduit des différentiations entre opérateurs économiques se trouvant, au regard de l'objectif du système de référence, dans une situation factuelle et juridique comparable, et que de telles différenciations ne peuvent être justifiées par la nature ou l'économie interne du système de référence (62).

(103) Afin d'examiner si l'exonération complète procure, sur la base des dispositions légales applicables, un avantage sélectif à certaines entreprises par rapport à d'autres entreprises, qui se trouvent dans une situation factuelle et juridique comparable au regard de la réglementation, il y a lieu de déterminer d'abord le cadre de référence dans lequel s'inscrit la mesure en cause (63).

5.1.2.1. Le système de référence

(104) La Commission convient que le système allemand des droits de réseau est le cadre de référence pertinent pour la présente décision. Ce système s'appuie sur le principe selon lequel les droits de réseau doivent être orientés sur les coûts et non discriminatoires. Selon l'article 21 de l'EnWG, les droits de réseau doivent être raisonnables, non discriminatoires et transparents (voir le considérant 7 de la présente décision). Le principe de la réflectivité des coûts est inscrit à l'article 16 du règlement StromNEV et contenu implicitement à l'article 3 du règlement StromNEV, en vertu duquel l'utilisation du réseau est payée par l'acquittement des droits de réseau. Le règlement StromNEV comprend des dispositions détaillées pour la méthode de calcul des droits de réseau, orientée sur les coûts.

(105) L'article 24 de l'EnWG 2011 habilite le gouvernement fédéral allemand à définir par voie réglementaire la méthode de calcul des droits de réseau généraux. Comme cela a été exposé au considérant 7 de la présente décision, l'article 24 EnWG opère à cet égard une différence entre les utilisateurs généraux et les utilisateurs atypiques, pour lesquels un droit de réseau individuel peut être calculé. Le règlement StromNEV applique cette distinction et comporte par conséquent deux méthodes de calcul des droits de réseau: la méthode s'appliquant aux utilisateurs de réseau classiques (articles 15, 16 et 17 du règlement StromNEV) et la méthode applicable aux utilisateurs de réseau atypiques (voir les considérants 17 à 20 de la présente décision).

(106) Les articles 15, 16 et 17 du règlement StromNEV fixent la méthode de calcul générale des droits de réseau. Cette méthode a été décrite aux considérants 10 et 14 de la présente décision. Grâce à la fonction de simultanéité décrite à l'article 16, paragraphe 2, et à l'annexe 4 du règlement StromNEV, les coûts de réseau peuvent être imputés aux différents utilisateurs de réseau en fonction de la probabilité que la consommation d'électricité de l'utilisateur concerné contribue à la charge de pointe annuelle. L'Allemagne a indiqué que la charge de pointe annuelle dans un réseau où l'électricité circule «de haut en bas», est l'un des facteurs de coût les plus importants.

(107) L'Allemagne a cependant démontré que cette méthode générale permet, certes, une détermination fiable des coûts de réseau générés par la majorité des consommateurs finals, mais que les coûts générés par les consommateurs de charge en continu durant la période 2011-2013 auraient été de facto surévalués si la fonction de simultanéité était appliquée de la même manière à tous les utilisateurs de réseau. Cela s'explique par le fait que, selon la méthode basée sur la fonction de simultanéité, l'ensemble des coûts de réseau sont répartis entre tous les utilisateurs, alors que ces coûts contiennent également des coûts qui n'ont pas été générés par les consommateurs de charge en continu durant la période 2011-2013, ou l'ont été dans une mesure beaucoup plus limitée. En particulier, les coûts exposés pour compenser les fluctuations soudaines de consommation ne sont pas générés par les consommateurs de charge en continu, puisque leur consommation est prévisible et sensiblement plus constante. Il en est de même pour les mesures devant être prises pour maintenir la fréquence de réseau malgré les variations de charge.

(108) Effectivement, les consommateurs de charge en continu contribuent, comme tous les autres utilisateurs de réseau, au pic de charge qui est déterminant pour le dimensionnement du réseau, et constitue donc un facteur des coûts de réseau. Cependant, le pic de charge n'est pas déterminant pour l'imputation des autres coûts de réseau, par exemple les coûts liés à la mise à disposition de réserves nécessaires pour la fourniture d'énergie de réglage. Si tous les utilisateurs de réseau affichaient un comportement de consommation non prévisible et variable, une imputation de ces coûts selon la même clé de répartition, c'est-à-dire en fonction de la contribution des utilisateurs au pic de charge, s'avérerait pertinente. Le comportement de consommation des consommateurs de charge en continu est cependant prévisible et sensiblement plus stable. Durant les années 2011-2013, en raison du bouquet énergétique, les consommateurs de charge en continu ont généré des besoins nettement moins élevés en services système que d'autres utilisateurs de réseau. Par conséquent, dans le cadre d'un système de droits de réseau basé sur la réflectivité des coûts, les coûts de services système qui n'étaient pas nécessaires pour les consommateurs de charge en continu n'ont pas pu être imputés à ces consommateurs selon la même clé de répartition que celle utilisée pour les utilisateurs de réseau dont les charges étaient variables et non prévisibles.

(109) En outre, la méthode de calcul des droits de réseau basée sur la fonction de simultanéité ne tient pas compte des économies d'échelle. Si un réseau est utilisé en permanence à pleine capacité, les coûts par unité sont sensiblement moins élevés qu'en cas de consommation fluctuante, où le même réseau n'est utilisé que de temps en temps à pleine capacité, mais généralement jusqu'à 30 % de sa capacité seulement. En raison de la consommation fluctuante et difficilement prévisible des utilisateurs en général, les gestionnaires de réseau doivent prévoir une marge de sécurité lorsqu'il