FR Journal officiel de l'Union européenne C 398/10

DÉCISION DE LA COMMISSION

du 12 juin 2012

concernant l’aide d’État SA.21918 (C 17/07) (ex NN 17/07) mise à exécution par la France — Tarifs réglementés de l'électricité en France

[notifiée sous le numéro C(2012) 2559]

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

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

2012/C 398/05

LA COMMISSION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, et notamment son article 108, paragraphe 2, premier alinéa (1),

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

après avoir invité les intéressés à présenter leurs observations conformément auxdits articles (2) et vu ces observations,

considérant ce qui suit:

I. PROCÉDURE

(1) Par lettre du 13 juin 2007, la Commission a informé la France de sa décision d’ouvrir la procédure formelle d'examen prévue à l’article 88, paragraphe 2, du traité CE à l’encontre des «tarifs réglementés de vente de l'électricité» (ci-après dénommés «tarifs standards») et des «tarifs réglementés transitoires d'ajustement du marché» (ci-après dénommés «tarifs de retour»), tous deux dans leurs composantes jaune et verte, pour ce qui concerne leur application après le 1er juillet 2004 aux clients non résidentiels qui ne sont pas des petites entreprises. Les règles et tarifs applicables aux clients résidentiels et aux petites entreprises (tarifs «bleus») ne sont pas couverts par la présente procédure.

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

(3) La Commission a reçu des observations à ce sujet de la part des intéressés. Elle les a transmises à la France en lui donnant la possibilité de les commenter, et a reçu ses commentaires par lettre du 31 janvier 2008.

(4) Dans le cadre de son examen des mesures en question, la Commission a pris connaissance de l'article 166 de la loi no 2008-776 du 4 août 2008 (4), entré en vigueur le 6 août 2008. Cette mesure a modifié l'article 30-1 de la loi no 2004-803 du 9 août 2004 modifiée (5), qui a institué le système des tarifs de retour.

(5) Par lettre du 10 mars 2009, la Commission a informé la France de sa décision d’étendre le champ d'application de la procédure formelle d'examen (6) au système des tarifs de retour tel qu'il résulte des modifications introduites par l'article 166 de la loi no 2008-776. La Commission estimait en effet que le système des tarifs de retour dans ses composantes verte et jaune, tel que modifié par l'article 166 de la loi no 2008-776, comportait encore une aide d'État en faveur des consommateurs finals non résidentiels qui ne sont pas des petites entreprises, comme c'était le cas aussi avant la modification.

(6) La France a présenté des observations sur l'extension de la procédure le 16 avril 2009 puis des commentaires sur les observations des tiers en date du 21 octobre 2009.

(7) Le 15 septembre 2009, le Premier ministre français a informé les Commissaires responsables de la concurrence et de l'énergie, des engagements que la France était disposée à prendre dans le contexte de la présente procédure. Par lettre du même jour, les Commissaires responsables ont répondu.

(8) Le 12 janvier 2012, le Premier Ministre français a informé les Commissaires responsables de la concurrence et de l'énergie, des engagements supplémentaires que la France était disposée à prendre dans le contexte de la présente procédure. Par lettre du même jour, les commissaires responsables ont répondu.

II. DESCRIPTION DÉTAILLÉE DE L’AIDE

(9) La présente section décrit le dispositif législatif et règlementaire applicable aux deux systèmes de tarifs règlementés objets de la présente procédure, leur mode de financement et l'évolution des tarifs par rapport aux références de prix de marché. Enfin, cette évolution sera replacée dans le contexte spécifique du marché français de l'électricité et des réformes structurelles mises en œuvre pour le rendre plus concurrentiel.

(10) Dans la présente décision, les mesures tarifaires objets de la présente procédure seront décrites dans leurs aspects essentiels. Pour ce qui est des détails et des références de publication des textes règlementaires les régissant, il est renvoyé à la décision d'ouverture de la procédure formelle d'examen et à la décision d'extension de cette procédure.

(11) Le fonctionnement du secteur de l'électricité en France est régi par la loi no 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité (7).

(12) En France, les consommateurs finals d'électricité peuvent acheter leur électricité à travers deux canaux principaux, le «marché libre» et le «marché réglementé».

(13) Jusqu'au 1er juillet 2007, deux catégories de consommateurs finals coexistaient: les clients «éligibles» et les clients «non éligibles». Les clients éligibles sont ceux qui bénéficient du droit de conclure un contrat de fourniture d'électricité avec un fournisseur de leur choix à un prix librement fixé. En application de la directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et abrogeant la directive 96/92/CE (8), tous les clients non résidentiels (9) sont éligibles depuis le 1er juillet 2004 et tous les clients résidentiels le sont depuis le 1er juillet 2007.

(14) En France, chaque client éligible est, pour chacun de ses sites de consommation, libre d'exercer ou non son éligibilité, c'est-à-dire de faire valoir son droit à conclure un contrat de fourniture d'électricité à un prix librement fixé avec un fournisseur de son choix, que ce fournisseur soit ou non un opérateur historique déjà présent sur le marché français avant la libéralisation de celui-ci. Le marché libre concerne les clients éligibles ayant exercé leur éligibilité. Sur le marché libre, le prix final payé pour l'électricité consommée comprend une part «fourniture» et une part «réseaux». La part «fourniture», destinée au fournisseur, est le résultat d'une libre négociation entre client et fournisseur et correspond aux coûts d'approvisionnement et de commercialisation du fournisseur plus sa marge de profit. La part «réseaux» correspond aux charges d'acheminement de l'électricité et d'utilisation des réseaux (Tarif d'utilisation des réseaux publics d'electricité, ci-après «TURPE»). Le montant de la part «réseaux» est réglementé par l'État et est reversé aux gestionnaires des réseaux de transport et de distribution d'électricité.

(15) Le marché réglementé concerne les clients éligibles qui ont décidé de ne pas exercer leur éligibilité. Sur le marché réglementé, les consommateurs finals bénéficient d'un «service public de l'électricité». Le fonctionnement de ce système et les conditions d'accès au service public de l'électricité sont régis par la loi no 2000-108 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité, en particulier ses articles 2, 4 et 22.

(16) Sur le marché réglementé, les consommateurs finals achètent leur électricité à un fournisseur désigné par l'État et à des prix réglementés, à savoir les tarifs standards mentionnés au considérant 1. L'État désigne les fournisseurs chargés de la distribution d'électricité dans le cadre du service public de l'électricité selon des zones de compétence géographiques. Il s'agit, sur environ 95 % du territoire français, de l'entreprise Électricité de France (ci-après dénommée «EDF»). Les autres fournisseurs concernés sont généralement connus sont le nom de «distributeurs non nationalisés» ou «entreprises locales de distribution». EDF possède sa propre branche de production d'électricité. Les entreprises locales de distribution, quant à elles, s'approvisionnent le plus souvent en électricité auprès d'EDF, à des prix eux-mêmes réglementés appelés «tarifs de cession de l'électricité aux distributeurs non nationalisés».

(17) L'article 66 de la loi no 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations en matière de politique énergétique (10) a donné à tout client éligible le droit de bénéficier d'une fourniture d'électricité aux tarifs standards pour tout site de consommation existant pour lequel l'éligibilité n'a pas été précédemment exercée, par ce client ou par une autre personne.

(18) Cet article a accordé le même droit aux clients éligibles pour leurs nouveaux sites de consommation pourvu que ceux-ci soient raccordés aux réseaux de distribution ou de transport d'électricité avant le 31 décembre 2007.

(19) En 2007, la date jusqu'à laquelle les sites de consommation nouvellement raccordés aux réseaux de distribution ou de transport d'électricité peuvent faire l'objet d'un droit à la fourniture d'électricité aux tarifs standards a été repoussée au 1er juillet 2010. L'obligation de fourniture d'électricité aux tarifs standards aux clients qui en bénéficient repose sur EDF et les entreprises locales de distribution, selon la zone géographique dans laquelle est situé le site de consommation concerné.

(20) L'article 66 de la loi no 2005-781 a par la suite été modifié. Dans sa version résultant des modifications apportées par la loi no 2008-66 du 21 janvier 2008 relative aux tarifs réglementés d'électricité et de gaz naturel (11), il étend le bénéfice d'une fourniture d'électricité aux tarifs standards: a) à tout consommateur final pour la consommation d'un site pour lequel l'éligibilité n'a pas été exercée, que ce soit par ce consommateur ou par une autre personne; b) à tout consommateur final domestique (résidentiel), pour la consommation d'un site pour lequel il n'a pas lui-même exercé son éligibilité, et à condition d'en faire la demande avant le 1er juillet 2010; c) à tout consommateur final domestique pour la consommation d'un site pour lequel il a exercé son éligibilité depuis plus de six mois, et à condition d'en faire la demande avant le 1er juillet 2010; d) à tout consommateur final non domestique souscrivant une puissance électrique égale ou inférieure à 36 kilovoltampères pour la consommation d'un site pour lequel il n'a pas exercé son éligibilité lui-même et à condition d'en faire la demande avant le 1er juillet 2010.

(21) Le dispositif législatif et règlementaire applicable prévoit que les tarifs standards sont définis en fonction de catégories fondées sur les caractéristiques intrinsèques des fournitures, en fonction des coûts de ces fournitures. En outre, les décisions relatives aux tarifs standards sont prises conjointement par les ministres chargés de l'économie et de l'énergie, sur avis de la Commission de régulation de l'énergie (ci-après dénommée «la CRE») fondé sur l'analyse des coûts techniques et de la comptabilité générale des opérateurs. L'évolution des tarifs standards est arrêtée chaque année et doit traduire la variation du coût de revient de l'électricité, constitué des charges d'investissement et des charges d'exploitation du parc de production et des réseaux de transport et de distribution, ainsi que des charges de combustible. La tarification de l'électricité doit traduire les coûts de production et de mise à disposition de cette énergie aux usagers.

(22) Les tarifs standards sont des prix intégrés qui incluent le prix de la fourniture d'électricité ainsi que l'ensemble des charges d'acheminement et d'utilisation des réseaux. Ils sont segmentés par catégories d'utilisateurs dites «options tarifaires». Les options tarifaires sont fonctions de paramètres tels que la puissance de raccordement, la durée d'utilisation ou la faculté d'effacement de l'utilisateur. Certains clients peuvent être couverts par plusieurs options tarifaires et doivent alors choisir entre celles-ci.

(23) Les options tarifaires sont regroupées en trois grandes catégories, appelées tarifs «bleus», «jaunes» et «verts». Entre 2009 et 2011, les tarifs jaunes et les tarifs verts étaient appliqués à environ 300 000 et 100 000 sites de consommation, respectivement. — Les tarifs bleus s'appliquent aux sites de consommation dont la puissance souscrite est inférieure ou égale à 36 kilovoltampères. Ces tarifs, non couverts par la présente procédure, correspondent en général aux clients résidentiels et aux petits sites des clients non résidentiels. — Les tarifs jaunes s'appliquent aux sites de consommation dont la puissance souscrite est comprise entre 36 et 250 kilovoltampères. Ces tarifs correspondent en général à des sites de consommation moyens de clients non résidentiels. — Les tarifs verts s'appliquent aux sites de consommation dont la puissance souscrite est supérieure à 250 kilovoltampères, et qui sont raccordés soit à un réseau de distribution, soit directement au réseau de transport. Ces tarifs correspondent en général à de grands sites de consommation de clients non résidentiels (12).

(24) L'article 15, paragraphe V, et l'article 16 de la loi no 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l'énergie (13) ont modifié cet état de fait en instaurant le système des tarifs de retour (14). Ce système permet aux consommateurs finals alimentés sur le marché libre de bénéficier à nouveau d'un prix réglementé, sous certaines conditions.

(25) Dans sa version initiale, applicable entre 2004 et 2008, le système des tarifs de retour permettait à tout consommateur final alimenté sur le marché libre de demander à son fournisseur d'électricité le remplacement de la clause de prix du contrat de fourniture par un «tarif de retour», fixé par l'État, et ce pour une période de deux ans à compter de sa demande, les autres clauses du contrat de fourniture demeurant inchangées (15). Pour bénéficier du tarif de retour, un consommateur final devait en avoir fait la demande écrite à son fournisseur avant le 1er juillet 2007.

(26) Par ailleurs, l'article 30-1 de la loi no 2004-803 prévoyait que le tarif de retour «s'applique de plein droit aux contrats en cours à compter de la date à laquelle la demande est formulée» et qu'«il s'applique également aux contrats conclus postérieurement à la demande écrite visée au premier alinéa du présent I, y compris avec un autre fournisseur.» Ainsi, si le contrat de fourniture d'un consommateur final ayant demandé à bénéficier du tarif de retour venait à échéance au cours des deux années suivant la demande initiale, ce consommateur pouvait demander à tout fournisseur d'électricité acceptant de conclure un contrat de fourniture avec lui qu'il l'alimente au tarif de retour jusqu'à la fin de cette période de deux ans.

(27) Il résultait des dispositions régissant le système des tarifs de retour que: a) tout consommateur final qui n'avait pas demandé à bénéficier du système des tarifs de retour pour un site de consommation donné avant le 1er juillet 2007 ne pouvait plus bénéficier de ce système pour ce même site au-delà du 1er juillet 2007; b) plus aucun consommateur final ne pouvait bénéficier du système des tarifs de retour au-delà du 1er juillet 2009.

(28) Comme les tarifs standards, les tarifs de retour sont des prix intégrés qui incluent le prix de la fourniture d'énergie ainsi que l'ensemble des charges d'acheminement et d'utilisation des réseaux de transport et de distribution. Le tarif de retour ne peut être supérieur de plus de 25 % au tarif standard applicable à un site de consommation présentant les mêmes caractéristiques.

(29) Les niveaux des tarifs de retour sont fixés par arrêté ministériel, par référence au niveau du tarif standard qui serait applicable à un consommateur présentant les mêmes caractéristiques et qui n'aurait pas exercé son éligibilité. Il s'ensuit que les tarifs de retour suivent l'évolution des tarifs standards. L'arrêté du 3 janvier 2007 fixant le niveau du tarif réglementé transitoire d'ajustement du marché (16) fixe les valeurs relatives suivantes: — pour le tarif jaune, 20 % de plus que le tarif standard, — pour le tarif vert, 23 % de plus que le tarif standard.

(30) En vertu de l'article 30-2 de la loi no 2004-803, les fournisseurs d'électricité qui alimentent certains de leurs clients au tarif de retour à la suite d'une demande adressée par ceux-ci et qui établissent qu'ils ne peuvent produire ou acquérir les quantités d'électricité nécessaires à l'alimentation de ces clients à un prix inférieur à la part «fourniture» du tarif de retour, bénéficient d'une compensation. Cette compensation couvre la différence entre d'une part, le coût de revient de la production du fournisseur en question ou le prix auquel il se fournit sur le marché de gros, pris en compte dans la limite d'un plafond qui lui est spécifique et qui est déterminé selon des règles prévues par un arrêté ministériel, et d'autre part, les recettes correspondant aux fournitures en question. Le cas échéant, le coût de revient de la production d'un fournisseur est évalué en prenant en compte le coût de revient de la production des «sociétés liées» à ce fournisseur implantées sur le territoire national. Les charges compensées sont calculées sur la base d'une comptabilité tenue par les fournisseurs selon des règles établies par la CRE. Cette comptabilité est contrôlée à leurs frais et la CRE peut la faire vérifier par un organisme indépendant de son choix.

(31) Les règles détaillées régissant le système de compensation sont établies par le décret no 2007-689 du 4 mai 2007 relatif à la compensation des charges du tarif réglementé transitoire d'ajustement du marché (17). Le plafond mentionné au considérant 30 est calculé par référence aux prix observés sur le marché de gros français de manière, selon les autorités françaises, à éviter les comportements spéculatifs et les abus. Le plafond résultait initialement d'une formule de calcul déterminée par un arrêté ministériel du 4 mai 2007. Cette formule définissait le plafond comme une combinaison de moyennes de prix observés sur la principale bourse française de l'électricité (Powernext) pour les contrats à terme standardisés annuels, trimestriels, mensuels et journaliers en base et en pointe (18). Elle ne permettait qu'une adaptation marginale du plafond aux spécificités de chaque fournisseur concerné. Elle a été modifiée par un arrêté ministériel du 22 décembre 2008, qui l'a affinée de manière à mieux prendre en compte dans le calcul du plafond l'existence de différences entre les coûts de revient, en fonction du profil de consommation de ses clients fournis au tarif de retour.

(32) Il résulte du décret no 2007-689 tel que modifié que si un fournisseur dispose, directement ou par l'intermédiaire de sociétés liées, de moyens de production en France couvrant l'ensemble de la consommation de ses clients finals et que son coût de revient est inférieur aux prix du marché de gros français, les charges faisant l'objet d'une compensation sont définies par référence à ces coûts de revient et non par rapport aux prix observés sur le marché de gros. De plus, si ces coûts sont inférieurs à la part «fourniture» des tarifs de retour, le fournisseur en question ne bénéficie d'aucune compensation. Tel est le cas d'EDF, qui fournit la majorité des volumes d'électricité livrés dans le cadre du système des tarifs de retour sur le marché libre et qui dispose d'importantes capacités de production nucléaires et hydrauliques dont le coût de production est inférieur à la part «fourniture» des tarifs de retour.

(33) Dans la mesure où un fournisseur ne dispose pas, directement ou par l'intermédiaire de sociétés liées, de moyens de production en France couvrant l'ensemble de la consommation de ses clients finals, la compensation qui lui est versée est déterminée, dans la limite du plafond mentionné au considérant 30, à partir des prix observés sur le marché de gros, des quantités d'électricité vendues aux clients finals situés en France, des coûts de revient associés aux moyens de production dont dispose ce fournisseur en France directement ou par l'intermédiaire de sociétés liées, et de la part des quantités vendues qui a été produite par ces moyens de production.

(34) Par ailleurs, les coûts de commercialisation liés à la fourniture au tarif de retour, déduits des recettes liées à cette fourniture, sont également pris en compte dans le calcul de la compensation. Enfin, les dispositions législatives et réglementaires régissant le mécanisme de compensation ne prévoient pas de marge de profit pour les fournisseurs compensés.

(35) La compensation est financée par le produit de deux contributions obligatoires: — une part de la «contribution au service public de l'électricité», charge payable par l'ensemble des clients et instaurée par l'article 5, paragraphe I, de la loi no 2000-108. Cette part est limitée à un montant de 0,55 EUR/MWh prélevé sur l'assiette de la contribution au service public de l'électricité (19). Elle est également limitée par le fait qu'aux termes de la loi no 2000-108, elle ne peut rendre le montant total de la contribution au service public de l'électricité supérieur à celui qui était applicable le 9 décembre 2006, soit 4,5 EUR/MWh. La loi de finances pour 2011 prévoit dorénavant que la contribution au service public de l'électricité telle que proposée par la CRE s'applique, dans la limite toutefois d’une hausse de 3 EUR/MWh par rapport à l’année précédente, — une contribution due par les producteurs d'électricité exploitant des installations d'une puissance installée totale de plus de 2 gigawatts. Cette contribution est assise sur leur production d'électricité d'origine nucléaire et hydraulique au cours de l'année précédente. Initialement limitée à 1,3 EUR par MWh produit par les installations d'origine nucléaire et hydraulique d'une capacité de plus de 2 gigawatts, cette contribution a été plafonnée à 3 EUR/MWh en 2008.

(36) La loi prévoit que le produit de ces deux contributions obligatoires est perçu par la Caisse des dépôts et consignations. Le montant de la compensation à laquelle a droit chaque fournisseur concerné est calculé par la CRE à partir de déclarations que lui font parvenir lesdits fournisseurs. La CRE transmet le résultat de ces calculs à la Caisse des dépôts et consignations qui procède aux versement correspondants.

(37) Dans le cas où les deux contributions obligatoires ne suffisent pas à payer la totalité des compensations pour une année donnée, le manque à collecter est ajouté au montant des charges à prélever l'année suivante. Ainsi, les charges à couvrir en 2011 sont composées des charges prévisionnelles au titre de 2011 pour 3,4 milliards d’euros et de la régularisation de 2009 pour 1,4 milliard d’euros, ce qui représente un total de 4,8 milliards d’euros. Pour pouvoir compenser intégralement ces charges, la contribution au service public de l'électricité aurait dû s’élever en 2011 à 12,9 EUR/MWh, dont 9,3 EUR/MWh pour couvrir les charges au titre de 2011 et 3,6 EUR/MWh pour financer la régularisation de 2009. Or la contribution au service public de l'électricité a été fixée en 2011 à 7,5 EUR/MWh, générant un déficit prévisionnel de compensation d’EDF sur 2011 de 2 milliards d’euros, auquel s’ajoute celui de 2010 estimé à 1 milliard d’euros.

(38) L'article 166 de la loi no 2008-776 a modifié l'article 30-1 de la loi no 2004-803, permettant ainsi à tout consommateur final dont un site de consommation était déjà alimenté en électricité dans le cadre du système des tarifs de retour de continuer à bénéficier des tarifs de retour pour ce site jusqu'au 30 juin 2010, alors qu'initialement le consommateur final ne pouvait en bénéficier que pendant une période de deux ans prenant fin au plus tard le 30 juin 2009.

(39) Par ailleurs, l'article 166 de la loi no 2008-776 permettait à tout consommateur final de faire une demande, et ce jusqu'au 30 juin 2010, alors qu'auparavant, les demandes visant à bénéficier du système des tarifs de retour n'étaient plus recevables depuis le 1er juillet 2007.

(40) D'autre part, il prévoyait qu'un consommateur final qui avait renoncé au bénéfice des tarifs de retour pour l'alimentation d'un site ne pouvait plus demander à en bénéficier à nouveau pour l'alimentation dudit site.

(41) Enfin, il prévoyait qu'aucun consommateur final ne pouvait bénéficier du système des tarifs de retour au-delà du 30 juin 2010.

(42) Depuis le 1er janvier 2004, les tarifs standards et, depuis 2006, les tarifs de retour ont été révisés annuellement par arrêtés ministériels. La structure du système tarifaire, c'est-à-dire l'ensemble des options et versions tarifaires proposées aux différents consommateurs finals en fonction de leurs puissances de raccordement et de leurs profils de consommation, est restée essentiellement inchangée depuis 2004. Les différentes révisions du niveau des tarifs standards et de retour ont pris la forme d'une augmentation moyenne définie spécifiquement pour chacune des grandes catégories d'options tarifaires et déclinée ensuite pour chaque option et version tarifaire. Tableau 1 Tarifs standards et de retour (EUR/MWh hors taxes) du 1er janvier 2004 au 1er janvier 2012 (20) Euros/MWh Tarif standard jaune Tarif standard vert Tarif de retour jaune Tarif de retour vert 1er janvier 2004 68,5 51,3 N'existait pas N'existait pas 15 août 2006 69,3 51,6 N'existait pas N'existait pas 16 août 2007 70,3 52,4 84,4 64,7 15 août 2008 72,8 55,3 87,3 68 15 août 2009 76,3 58,1 91,6 71,5 15 août 2010 79,7 61,3 95,6 75,4 1er janvier 2012 82,9 63,5 N'existe plus N'existe plus

(43) Sur le marché libre, les prix ont été à peu près stables entre 30 et 35 EUR/MWh durant l'année 2004, puis ont augmenté régulièrement en 2005 pour atteindre plus de 50 EUR/MWh à la fin de l'année 2005. Durant l'année 2006, les prix ont fluctué entre 50 et 60 EUR/MWh avec une moyenne d'environ 55 EUR/MWh. Jusqu'au 7 décembre 2006, sur le marché libre, les prix pouvaient évoluer indépendamment du niveau des tarifs standards, dans la mesure où un consommateur final alimenté sur le marché libre ne pouvait revenir vers le marché réglementé si le prix qu'il obtenait sur le marché libre était supérieur aux tarifs standards.

(44) Selon les indications fournies par la CRE (21), il apparaît que les prix des contrats à terme sur le marché de gros fluctuent beaucoup plus que les tarifs de retour et étaient nettement supérieurs à la part «fourniture» des tarifs de retour verts et jaunes au cours des trois premier trimestres de l'année 2008. Les prix des contrats annuels en base pour 2009 s'élevaient à 85,6 EUR/MWh au 30 septembre 2008. Les prix des contrats annuels en pointe pour 2009, s'élevaient quant à eux à près de 120 EUR/MWh à cette même date. Les autorités françaises ont quant à elles indiqué qu'au cours du premier semestre de l'année 2008, les prix des contrats annuels en base sur Powernext sont passés de 60 à 80 EUR/MWh en passant par un maximum à plus de 90 EUR/MWh.

(45) En 2009, les prix de l'électricité se sont repliés, conséquence de la conjoncture économique défavorable et du recul du prix des énergies fossiles. La CRE, dans son rapport sur le fonctionnement du marché du 21 décembre 2009 (22), affirmait que les produits à terme ont connu une baisse depuis 2008 de l’ordre de 50 %. Au 30 juin 2009, les prix du contrat annuel en fourniture de base pour 2010, à moins de 60 EUR/MWh, sont revenus aux niveaux de valorisation de début 2007. Cette tendance se retrouve sur l’ensemble des produits à terme, y compris les produits mensuels et trimestriels.

(46) Ces prix de marché sont des prix de fourniture, c'est-à-dire hors coûts d'acheminement et d'utilisation du réseau. Pour pouvoir les comparer aux tarifs, qui sont des prix intégrés, il convient de retrancher de ces tarifs la part correspondant à l'acheminement et à l'utilisation du réseau, pour n'en conserver que la part correspondant à la fourniture d'énergie. Selon la Chambre de commerce et d'industrie de Paris, les coûts d'acheminement et d'utilisation de l'électricité fournie représenteraient entre 30 % et plus de 50 % du prix total de l'électricité selon la puissance souscrite et la tension de raccordement (23). La société POWEO estime quant à elle la part des coûts d'acheminement à près de 45 % du tarif pour un client professionnel (24).

(47) Au vu de ce qui précède et de la décision d'ouverture de la procédure, le tableau 2 présente l'évolution de la valeur de la part fourniture des tarifs standards et de retour, c'est à dire, déduction faite de la part des coûts d'acheminement et d'utilisation du réseau sur le prix total de l'électricité dans les tarifs entre janvier 2004 et janvier 2012. Aux fins d'évaluer l'existence d'un éventuel avantage économique pour les bénéficiaires des tarifs en question, il convient de comparer la part «fourniture» aux prix de marché disponibles au cours de la période tels que décrits aux considérants 43 à 45, comparaison qui fera l'objet des considérants 109 et 110. Tableau 2 Part fourniture des tarifs standards et de retour (EUR/MWh hors taxes) du 1er janvier 2004 au 1er janvier 2012 (25) Euros Part «fourniture» du tarif jaune Part «fourniture» du tarif vert Part «fourniture» du tarif de retour jaune Part «fourniture» du tarif de retour vert 1er janvier 2004 n.d. n.d. n.a. n.a. 15 août 2006 37,1 33,8 n.a. n.a. 16 août 2007 38,2 34,7 52,1 46,9 15 août 2008 42,4 38,9 59 51,6 15 août 2009 43,7 41,1 62,5 54,5 15 août 2010 46,1 43,7 62 57,8 1er janvier 2012 46,1 44,3 N'existe plus N'existe plus

(48) Le marché français de l'électricité présente des caractéristiques spécifiques au sein de l'Union. Une seule entreprise, EDF, détient 87 % des capacités de production électrique en France continentale et métropolitaine, toutes sources confondues, notamment nucléaire et hydraulique (26). En conséquence, EDF (ou, dans une faible mesure, les entreprises locales de distribution) conserve en France une part de marché dépassant 85 % et reste prédominante sur l'ensemble des segments de clientèle, qu'il s'agisse des particuliers, des petites et moyennes entreprises ou des grands clients. Ainsi, selon l'observatoire des marchés de la CRE du 3ème trimestre 2011, 7 % des sites seulement (et 35 % de la consommation totale) sont en offre de marché (18 % pour les grands sites non résidentiels, 15 % pour les petits sites non résidentiels et 5 à 6 % pour les autres sites), les 93 % restants étant en offre aux tarifs réglementés. L'immense majorité des sites bénéficiant de tarifs réglementés sont clients d'EDF.

(49) En particulier, EDF assure entièrement la production d'électricité d'origine nucléaire, qui représente, de manière stable, plus de 75 % du total de l'électricité produite en France, en raison de son parc de centrales nucléaires. Par ailleurs, EDF exploite les principales concessions d'électricité d'origine hydraulique, alors que le développement de nouvelles capacités hydrauliques se heurte à des limites naturelles. Le parc de production de centrales nucléaires construit avant la libéralisation des marchés au niveau de l'Union est très standardisé (essentiellement une seule technologie pour des paliers correspondant aux différentes puissances installées: 900 à 1 600 MW) –et donc propice aux économies d'échelle dans le domaine de la maintenance, des investissements, de la formation et de l'allocation du personnel etc. – et en grande partie amorti à des coûts de production moyens très inférieurs à ceux des autres technologies classiques.

(50) En effet, l'électricité d'origine nucléaire possède une structure de coûts totaux caractérisée par l'importance des coûts fixes (tels que l'amortissement des centrales, coûts de retraitement et stockage des déchets, coûts de démantèlement) et par la faiblesse relative des coûts variables (combustible notamment). À titre d'illustration, les coûts totaux de l'électricité produite en Europe à partir du gaz naturel (68 EUR/MWe) et du charbon (61 EUR/MWe) sont supérieurs de 76 % et 59 % respectivement à ceux de l'électricité d'origine nucléaire (39 EUR/MWe). De surcroît, les coûts variables du combustible sont plus déterminants encore que les coûts totaux pour la formation des prix sur le marché de gros à partir du coût marginal de l'électricité. Or ces coûts variables représentent en moyenne 28 % des coûts totaux respectifs pour les centrales à charbon, 70 % pour les centrales à gaz et 16 % seulement pour le cycle du combustible nucléaire (27).

(51) Ainsi, pour ce qui est du marché français, la CRE estimait en 2011 que le prix qui rémunérerait les conditions économiques d'exploitation à long terme du parc nucléaire d'EDF se situerait entre 36 et 39 EUR/MWh, les charges opérationnelles s'établissant, quant à elles à 25 EUR/MWh (28). Le fait de disposer d'électricité nucléaire avec un tel écart de coûts marginaux donne à EDF un avantage très significatif par rapport à un concurrent produisant de l'électricité d'origine thermique ou renouvelable.

(52) Du fait de l'interconnexion avec les États membres voisins, le prix de gros de l'électricité en France est fixé au niveau régional («plaque» France/Allemagne/Benelux). Il est ainsi largement déterminé, à un niveau supérieur à celui de l'énergie d'origine nucléaire, par le coût de fonctionnement de centrales à gaz et à charbon, ce qui fournit un avantage concurrentiel au nucléaire, sous forme de rente dans la fixation des prix. Aucun concurrent effectif ou potentiel ne bénéficie de conditions semblables et ne pourrait, avant plusieurs décennies, se doter d'un parc de production à bas coûts représentant une fraction significative du parc constitué par les centrales nucléaires et hydrauliques d'EDF.

(53) Compte tenu de cette situation, le 15 septembre 2009, le Premier ministre français d'une part, et les commissaires à la concurrence et à l'énergie d'autre part, ont procédé à un échange de lettres concernant les principes d'un projet de réforme du marché de l'électricité français prévoyant en particulier: a) la disparition rapide des tarifs de retour et celle, plus progressive, des tarifs réglementés pour les grandes et moyennes entreprises avec un objectif de disparition complète pour 2015; b) un dispositif «d'accès régulé à l'énergie nucléaire historique» consistant à obliger EDF à vendre à un prix réglementé calé sur les coûts, une partie de sa production d'électricité d'origine nucléaire (de l'ordre de 25 %, avec un plafond de 100 TWh) à ses concurrents sur le marché de détail de l'électricité, afin de stimuler la concurrence sur ce marché. Les concurrents d'EDF seraient ainsi en mesure de faire des offres à des prix comparables à ceux que peut proposer EDF, ce qui devrait permettre une concurrence effective et rendre superflu le maintien de tarifs réglementés.

(54) Afin de donner corps aux engagements pris par la France, le gouvernement français a nommé une commission d’experts, présidée par M. Paul Champsaur, chargée de formuler des propositions d’organisation du marché de l’électricité. Ses propositions ont posé le fondement de la loi no 2010-1488 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité, votée le 7 décembre 2010 (29) et de son décret d’application no 2011-466 du 28 avril 2011 (30).

(55) La loi no 2010-1488 précise que les tarifs de retour disparaissent au 1er juillet 2011 alors que les tarifs standards jaune et vert devront disparaître en 2015. La loi no 2010-1488 a aussi modifié la loi no 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité en y introduisant un article 4-1 prévoyant qu'à compter du 1er juillet 2011, et pour une durée de 15 ans, les fournisseurs alternatifs d’électricité ont un droit d'accès régulé à l'énergie nucléaire historique pour un volume total ne pouvant dépasser 100 TWh, soit environ 25 % de la production du parc nucléaire historique. Le prix de l’accès régulé à l'énergie nucléaire historique est fixé dans un premier temps par le gouvernement après avis de la CRE. Le paragraphe VII de l'article 4-1, dispose qu’afin d’assurer une juste rémunération à EDF, le prix doit être représentatif des conditions économiques de la production d’électricité de ses centrales nucléaires sur la durée du dispositif. Le prix de l’accès régulé à l'énergie nucléaire historique doit tenir compte des éléments suivants: a) une rémunération des capitaux prenant en compte la nature de l’activité; b) les coûts d’exploitation; c) les coûts des investissements de maintenance ou nécessaires à l’extension de la durée de l’autorisation d’exploitation; d) les coûts prévisionnels liés aux charges nucléaires à long terme.

(56) Le prix de l'accès régulé à l'énergie nucléaire historique a été fixé par arrêté du Ministre de l'énergie en mai 2011 à 40 EUR/MWh à partir du 1er juillet 2011, afin qu’un consommateur bénéficiant du tarif de retour au 30 juin 2011 puisse se voir proposer par la suite une offre de marché fondée sur le prix d'accès (de gros) au même niveau de prix de détail. Par arrêté distinct, le prix de l'accès régulé à l'énergie nucléaire historique pour 2012 a été fixé à 42 EUR/MWh (31). Le gouvernement a indiqué que le niveau de prix retenu pour 2011 résultait de la nécessité d'assurer une continuité, au niveau des prix de gros, avec le tarif de retour. Pour 2012, le gouvernement justifiait le niveau de prix par la prise en compte anticipée d'investissements indispensables au renforcement de la sécurité des centrales nucléaires consécutif à l'accident de Fukushima.

(57) À partir du 8 décembre 2013, le prix de l'accès régulé à l'énergie nucléaire historique sera fixé par la CRE. Un décret en Conseil d’État doit préciser les conditions dans lesquelles sont fixés les prix de l’accès par la CRE.

(58) La première période de livraison d’accès régulé à l'énergie nucléaire historique a débuté le 1er juillet 2011. 32 fournisseurs ont signé un accord-cadre avec EDF et 61,3 TWh d’accès régulé à l'énergie nucléaire historique devraient être livrés entre le 1er juillet 2011 et le 30 juin 2012. Pour 2011, un volume de 84,4 % d’accès régulé à l'énergie nucléaire historique est attribué aux fournisseurs concurrents d’EDF. Ce volume représente la part de la production nucléaire historique dans la consommation totale des consommateurs finals en France métropolitaine continentale.

(59) En janvier 2012, un nouvel échange de lettres entre le Premier ministre français, d'une part, et les commissaires à la concurrence et à l'énergie, d'autre part, a précisé les engagements de la France sur deux points supplémentaires: — les décisions prises après l'été 2012 sur les tarifs réglementés permettront de réduire, par rapport à 2012 et ensuite chaque année par rapport à la précédente, l'écart entre l'addition des coûts et le tarif réglementé; — le niveau de prix de l' l’accès régulé à l'énergie nucléaire historique n'évoluera pas tant que le décret fixant la méthode de calcul du prix de l'accès régulé à l'énergie nucléaire historique ne sera pas entré en vigueur, la publication du décret étant prévue au plus tard le 7 décembre 2013.

III. RÉSUME DES DOUTES EXPRIMÉS PAR LA COMMISSION DANS SES DÉCISIONS D'OUVERTURE ET D'EXTENSION DE LA PROCÉDURE

(60) Dans ses décisions d'ouverture puis d'extension de la procédure d'examen, la Commission avait considéré que les tarifs standards réglementés verts et jaunes et les tarifs de retour étaient imputables à l'État français puisqu'ils avaient été mis en place et révisés par des actes législatifs ou règlementaires émanant de celui-ci. Ces tarifs mettaient en jeu des ressources sous le contrôle de l'État, que ce soit le cas des ressources d'EDF, sous contrôle de l'État ou des contributions spécifiques sous contrôle d'une entité, la Caisse des dépôts et des consignations, désignée par lui.

(61) Puisque les tarifs réglementés conféraient un avantage économique par rapport aux prix de marché au bénéfice des entreprises approvisionnées en électricité à ces tarifs et présentes dans tous les secteurs de l'économie ouverts à la concurrence et aux échanges entre États membres, les tarifs apparaissaient assimilables à des régimes d'aides susceptibles de fausser la concurrence et affecter le commerce entre États membres au sens de l'article 107, paragraphe 1, du TFUE.

(62) Dans ces décisions, la Commission avait aussi exprimé des doutes relatifs à la compatibilité des tarifs standards et des tarifs de retour avec le marché intérieur.

(63) Elle estimait notamment que les dérogations prévues à l'article 107, paragraphe 2, du TFUE ne semblaient pas s'appliquer, car les aides ne sont pas octroyées aux consommateurs individuels, ne sont pas destinées à remédier aux dommages causés par les calamités naturelles ou par d'autres événements extraordinaires, ni octroyées à l'économie de certaines régions de la République fédérale d'Allemagne affectées par la division de l'Allemagne.

(64) Les dérogations prévues à l'article 107, paragraphe 3, points a), b) et d) du TFUE ne semblaient pas non plus être d'application. En effet, à l'exception de circonstances exceptionnelles qui ne semblaient pas réunies ici, l'article 107, paragraphe 3, point a), n'autorise pas d'aides au fonctionnement. De plus, les aides ne sont pas destinées à promouvoir la réalisation d'un projet important d'intérêt européen commun ou à remédier à une perturbation grave de l'économie d'un État membre, ni destinées à promouvoir la culture et la conservation du patrimoine.

(65) L'article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE, prévoit la possibilité d'autoriser des aides destinées à faciliter le développement de certaines activités ou de certaines régions économiques, quand elles n'altèrent pas les conditions des échanges dans une mesure contraire à l'intérêt commun. La Commission notait que les aides en cause ne pouvaient être autorisées à la lumière des lignes directrices et encadrements expliquant son application des dispositions de cet article.

(66) La Commission avait également formulé des doutes quant au fait que ces tarifs, applicables aux moyennes et grandes entreprises, puissent constituer une compensation pour la fourniture d'un service d'intérêt économique général au sens de l'article 106, paragraphe 2, du TFUE.

(67) Dans sa décision d'extension de la procédure, la Commission avait estimé que les doutes exprimés dans la décision d'ouverture de 2007 quant à la compatibilité de l'élément d'aide d'État que comportait initialement le système des tarifs de retour avec le marché intérieur valaient également pour l'élément d'aide que comporte ce système des tarifs de retour tel que modifié par l'article 166 de la loi no 2008-776.

IV. OBSERVATIONS DES INTÉRESSÉS

(68) Plusieurs fournisseurs et clients intéressés ont fait part de leurs observations à la Commission.

(69) POWEO, par lettre du 14 août 2007, indique partager l'analyse de la Commission quant à l'existence d'une aide d'État. Concernant l'existence d'un avantage, l'entreprise confirme que les tarifs standards constituent un avantage par rapport aux conditions d'approvisionnement sur le marché de gros, par rapport au tarif de retour et par rapport aux offres commerciales d'EDF. Les tarifs de retour sont un avantage par rapport aux conditions d'approvisionnement sur le marché de gros. Quant à la sélectivité, POWEO ajoute que l'exercice de l'éligibilité au tarif de marché est irréversible (le client ne peut plus revenir au tarif réglementé). En outre les tarifs standards et de retour favorisent les entreprises consommant de l'électricité au détriment d'autres sources d'énergie. Par lettre du 25 juin 2009, faisant part de ses observations sur la décision d'extension de la procédure, POWEO a fourni des données complémentaires sur le mode de construction de ses offres de prix.

(70) ENEL, dans un courrier du 21 septembre 2007, estime que les tarifs historiques sont trop bas, que les tarifs de retour spolient les opérateurs alternatifs. L'entreprise ajoute que les nouveaux sites ont eu droit aux tarifs historiques malgré l'avis du Conseil d'État français en la matière. Par lettre du 27 mai 2009, ENEL ajoute que les tarifs réglementés vert et jaune sont inférieurs aux tarifs de marché et n'ont pas suivi les variations de ces derniers, empêchant toute concurrence de se développer. De plus, la compensation prévue en faveur des fournisseurs dans le mécanisme du tarif de retour est insuffisante, augmentant l'avantage induit pour les clients. Enfin, le tarif de retour ne permet pas aux fournisseurs de couvrir leurs coûts de production et de commercialisation ni rémunérer suffisamment le capital investi. Il a empêché le développement de la concurrence sur le marché français.

(71) Electrabel, par courrier du 19 septembre 2007, estime que l'aide fournit un avantage à certains fournisseurs d'électricité. La compensation versée à certains fournisseurs ne dépendrait pas de la différence de chiffre d’affaires entre le prix du contrat et le tarif de retour, mais serait calculée en fonction des coûts d’approvisionnement du fournisseur. Il n’y aurait ainsi aucune corrélation entre la perte de recettes subie par le fournisseur et la compensation reçue, qui est pourtant censée compenser ce manque à gagner. Quant à l'existence d'un service d'intérêt économique général dont seraient chargés les clients, véritables bénéficiaires du tarif de retour, Electrabel estime qu'elle n'est pas démontrée. Dans sa lettre du 26 juin 2009, Electrabel ajoute que le tarif de retour conduit à l'élaboration d'offres uniformes par les fournisseurs d'électricité et les empêche d'être créatifs. La quasi-totalité des sites des clients d'Electrabel a demandé à bénéficier du tarif de retour. Le tarif de retour a entraîné une éviction progressive des fournisseurs alternatifs au profit d'EDF, car, à tarif égal, les clients préfèrent souvent ce dernier. Electrabel pense qu'il existe un avantage pour les fournisseurs d'électricité aux dépens d'autres énergies comme le gaz naturel. Quant au tarif de retour, il est sélectif dans la mesure où la possibilité d'en bénéficier dépend de la date d'éligibilité du site qui elle‐même dépend de la taille du site.

(72) Une entreprise ayant demandé la confidentialité estime que les tarifs réglementés sont une aide d'État en faveur d'EDF, car le tarif bleu est supérieur au tarif de marché. Comme EDF bénéficie d'un monopole de facto pour l'application de ces tarifs, il reçoit une rente de situation. L'une des filiales de cette entreprise a été empêchée d'entrer sur le marché français en raison des tarifs de retour. L'entrée sur le marché était déjà difficile en raison du niveau des tarifs de gros et des autres coûts (notamment le tarif d'accès au réseau) pour les clients bénéficiant des tarifs vert et jaune. Le tarif de retour créait une difficulté supplémentaire, en raison de son niveau.

(73) Dans ses observations du 13 août 2007, Uniden (Union des industries utilisatrices d'énergie) estime que le fonctionnement imparfait du marché rend nécessaire les tarifs réglementés. Les tarifs transitoires ne sont pas des ressources d'État car ils permettent aux opérateurs alternatifs d'avoir accès à l'électricité nucléaire et hydraulique dont ils ne disposent pas tout en assurant une couverture des coûts pour les opérateurs historiques. La sélectivité n'est pas avérée car la structure des tarifs répond à celle des coûts réels par catégorie de clients.

(74) Le 28 mai 2009, dans ses observations sur la décision d'extension de la procédure, Uniden conteste l'analyse de la Commission relative à la sélectivité des tarifs, car elle ne prendrait pas en compte les différences de coûts de fourniture entre les segments de clientèle. La distinction entre l’application du tarif de retour en cours de contrat et la signature d’un contrat directement au tarif de retour bien qu’apparemment logique semblerait en réalité erronée. En effet, le prix ne serait qu’une composante de la valeur économique globale d’un contrat de fourniture. Les consommateurs valoriseraient également la stabilité et la visibilité du prix qu’ils payent pour leur approvisionnement en électricité. Contrairement à ce qui est indiqué dans la décision d'extension de la procédure, le tarif de retour a été imposé au consommateur, et ce quelle que soit sa demande. Il existe en effet des exemples concrets de demandes non satisfaites pour des contrats allant au-delà de juin 2010 et pour des consommateurs qui ne demandaient pas nécessairement l’application du tarif de retour. Dès lors, calculer un éventuel «avantage économique» est illusoire puisque le mécanisme a été imposé aux consommateurs. Il semble difficile, concernant la première période d’application du tarif de retour, d’invoquer la sélectivité parce que le mécanisme était limité aux consommateurs qui en avaient fait la demande avant le 30 juin 2007. Tout consommateur a en effet disposé de 6 mois pour prendre une décision lui apportant sécurité et visibilité des prix pendant 2 ans. De même, ne pas permettre les allers-retours dans la gestion des tarifs de retour est une mesure de bon sens, visant uniquement à empêcher des comportements d’arbitrage entre prix de marché et tarif de retour dans la mesure où la saisonnalité du tarif de retour est fixée à l’avance, et que celle du marché change en permanence.

(75) Sur le financement par des ressources d'État, le consommateur, qui n’a pas bénéficié de la baisse attendue de la contribution au service public de l'électricité aurait donc bénéficié d’une aide d’État alors même que ladite contribution a financé la compensation du tarif de retour. En ce qui concerne la contribution des producteurs d'électricité d'origine hydraulique ou nucléaire, il faut noter que son niveau est très significativement inférieur à l’écart entre le prix de l’énergie au tarif de retour et le prix de l’énergie au tarif vert ou au tarif prévu par des contrats «libres» librement consentis par les producteurs. Uniden conclut que cette contribution ne vient en réalité que prélever le «surprofit» réalisé par ces producteurs du fait de l’introduction du système des tarifs de retour.

(76) Le CLEEE (Comité de liaison des entreprises ayant exercé leur éligibilité) a, par lettre du 16 août 2007, indiqué que le fonctionnement du marché français de l'électricité était mauvais et que les prix pratiqués sur le marché libre ne reflétaient pas les coûts de production. Le prix de marché retenu comme référence par la Commission était selon lui faussé. Le financement du tarif de retour ne viendrait pas de ressources d'État mais des consommateurs et des producteurs qui réalisent une marge en vendant au tarif de retour. Le tarif de retour étant ouvert à tous, le CLEEE conteste sa sélectivité. Par lettre du 2 juin 2009, le CLEEE ajoute que le tarif de retour ne constituait pas un avantage, car il ne faisait que limiter le désavantage subi par les clients qui ont quitté les tarifs régulés et ne pouvaient y revenir. Le CLEEE estime que le prix de marché ne peut être retenu comme indicateur pour établir l'existence d'un avantage économique, puisqu’il est le résultat de mécanismes inadaptés ou faussés de marché. Le CLEEE conteste que le tarif de retour soit sélectif car il selon lui ouvert à tous les consommateurs ayant exercé leur éligibilité et ne favorise aucun site, aucune entreprise, aucun secteur d’activité ni aucune zone géographique.

(77) Le CLEEE insiste sur la structure et le niveau du tarif de retour et explique la distinction essentielle entre profil de consommation et volume de consommation. Les «parts rubans» du tarif de retour sont selon lui sensiblement identiques, contrairement à ce que les éléments dont disposait la Commission laissaient penser. Le tarif de retour n’avantagerait pas les très gros consommateurs d’électricité au détriment des plus petits. Le CLEEE conteste que le tarif de retour soit considéré comme provenant d’une ressource d’État et que la condition d’affectation des échanges soit établie ici, notamment parce que la Commission n’établit pas que le tarif de retour serait inférieur aux coûts de revient ni que les consommateurs bénéficiant du tarif de retour achèteraient leur électricité moins cher que leurs concurrents en Europe qui bénéficient encore souvent de tarifs réglementés. Le CLEEE ajoute que le tarif de retour (à supposer qu'il soit une aide d'État, ce qui n'est pas le cas à son avis) serait compatible avec le traité. En effet, l’article 30-1 de la loi du 9 août 2004 relative au service public de l’électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières aurait qualifié le tarif de retour de service d’intérêt économique général imposé aux entreprises du secteur de l’électricité. Le CLEEE a rappelé à quel point cette mesure était nécessaire pour protéger les consommateurs ayant exercé leur éligibilité et en même temps proportionnée et n’affectant pas de façon excessive les échanges.

(78) La SNC Paris Voltaire, par courrier du 20 juillet 2009, considère que le financement de la péréquation géographique de la fourniture d'électricité aux territoires non interconnectés par le biais de la contribution au service public de l'électricité est une aide d'État.

V. OBSERVATIONS DE LA FRANCE

(79) Dans leurs observations sur la décision d'ouverture de la procédure, les autorités françaises contestent l'analyse faite par la Commission.

(80) En ce qui concerne l'existence d'un avantage, la France estime que: a) l’écart éventuel entre le niveau des tarifs standards et les prix observés sur les bourses de l’électricité, notamment Powernext, est clairement conjoncturel (entre 1999 et 2004, ces derniers étaient inférieurs aux tarifs réglementés); b) la référence aux prix des bourses de l’électricité n’est pas pertinente, dans la mesure où la plus grande part de l’électricité achetée par les entreprises l’est hors bourse et que les prix observés sur Powernext ne sont pas justifiés par les fondamentaux économiques qui déterminent la réalité des transactions entre acheteurs et producteurs d’électricité.

(81) Compte tenu de ces deux raisons, la France conclut que les tarifs standards ne constituent pas un avantage pour les entreprises qui en bénéficient.

(82) Les autorités françaises contestent par ailleurs la sélectivité des tarifs standards et affirment qu’il est logique et économiquement cohérent que les tarifs standards n’aient pas le même impact financier (en numéraire) pour un gros consommateur et un petit consommateur d’électricité et que le coût ne soit pas proportionnel au volume consommé du fait de la variété des coûts des moyens de production. Selon la France, la réglementation des tarifs standards constitue bien une mesure générale de réglementation des prix applicable à toutes les entreprises consommatrices d’électricité n’ayant pas fait le choix d’exercer leur éligibilité et d’accéder au marché libre.

(83) Les autorités françaises contestent l’argument de mise en œuvre des ressources publiques pour deux raisons: a) les tarifs standards ne conduisent à l’utilisation d’aucune ressource budgétaire ou fiscale et n’ont pas empêché EDF de réaliser des résultats positifs; b) les tarifs standards, qui reflètent les fondamentaux du marché de l’électricité et les coûts du parc de production d’EDF, constituent le juste niveau de prix de vente de l’électricité et ne peuvent donc être considérés comme un manque à gagner pour EDF.

(84) La France ajoute que, comme il n'y a pas d'atteinte à la concurrence, les échanges transfrontaliers ne peuvent être affectés.

(85) La France affirme que le tarif de retour ne constitue pas une aide d'État.

(86) Selon la France, le tarif de retour est construit par simple majoration des tarifs standards en conservant toute la structure de ces derniers. La notion d’avantage par rapport aux clients finals qui disposent d’offres non réglementées n’étant pas pertinente dans le cadre des tarifs standards, elle ne l’est donc a fortiori pas dans le cadre du tarif de retour. De même, l’absence d’exonération de charges pour les clients finals qui s’alimentent aux tarifs standards implique nécessairement une absence d’exonération de charge pour ceux alimentés au tarif de retour.

(87) Selon les autorités françaises, la réglementation du tarif de retour constitue bien une mesure générale de réglementation des prix applicables à toutes les entreprises consommatrices d’électricité.

(88) Les autorités françaises contestent qu’il y ait un quelconque financement par des ressources publiques. En effet, l’imputabilité de la mesure à l’État, en ce sens que la mesure est imposée par une loi, ne suffit pas à caractériser le transfert de ressources publiques. Plus spécifiquement, la partie de la compensation qui est supportée par les consommateurs finals via la contribution au service public de l'électricité exclurait le lien avec les ressources publiques. Les autorités françaises considèrent donc que l’utilisation d’une partie des recettes de la contribution au service public de l'électricité pour alimenter le dispositif de compensation des fournisseurs bénéficiant du tarif de retour ne saurait être considérée comme impliquant un transfert de ressources publiques. L’autre partie de la compensation est financée par la contribution prélevée sur les producteurs d'électricité hydro-nucléaire, quel que soit leur statut public ou privé, disposant de moyens de production d’électricité importants (seuil de 2 000 MW) et caractérisés par de faibles coûts et un amortissement largement engagé. Cette contribution ne saurait conduire à considérer qu’il y a un transfert direct ou indirect de ressources publiques.

(89) La France se réfère à l’arrêt «PreussenElektra AG» rendu par la Cour dans l'affaire C-379/98 (point 58) (32): «il résulte de la jurisprudence de la Cour que seuls les avantages accordés directement ou indirectement au moyen de ressources d’État sont considérés comme des aides au sens de l’article 92, paragraphe 1 du traité». À cet égard, il peut être constaté qu’il n’existe aucun lien direct ou indirect entre le mécanisme (opérations de versement ou de reversement) et les ressources publiques de l’État, même à travers l’intervention de la Caisse des dépôts et consignations. En effet, la Caisse des dépôts et consignations ne joue qu’un rôle complètement transparent. À aucun moment, la Caisse des dépôts et consignations n’a la moindre compétence dans la détermination du montant ou la destination des sommes recouvrées et redistribuées. Ces sommes sont comptabilisées sur un compte séparé et ne font l’objet d’aucune confusion avec des ressources sur lesquelles la Caisse des dépôts et consignations exerce un pouvoir de gestion. L’intervention de la Caisse des dépôts et consignations est une garantie de simplicité et transparence dans les échanges entre contributeurs et bénéficiaires de la compensation.

(90) La France a présenté ses commentaires sur les observations des tiers le 31 janvier 2008. Elle rappelle que les prix observés sur les bourses de l’électricité ne peuvent être pris comme une référence. En effet, le prix observé sur les bourses de l’électricité en France reflèterait le coût de la production de l’électricité en Allemagne, que cette électricité soit livrée en France ou non. À ce titre, elle fait remarquer que les volumes échangés sur les bourses de l’électricité ne sont pas tous livrés: environ 10 % des volumes échangés sur le marché à terme de Powernext sont effectivement livrés. La France ajoute que les prix observés sur les bourses de l’électricité ne reflètent pas le prix des contrats en cours des consommateurs finals.

(91) La France affirme que, dans le cadre du mécanisme de compensation du tarif de retour, la surcompensation n'est pas possible. Elle rappelle que le dispositif a été établi après une large concertation de l'ensemble des parties prenantes, dans le souci constant de limiter au maximum les effets d'aubaine et d'opportunité et, ce, sous le contrôle de la CRE. Le fonctionnement est le suivant: tout fournisseur qui alimente un client final au tarif de retour peut bénéficier d’une compensation. La compensation est calculée comme la différence entre ses recettes au tarif de retour (en euros/MWh) et ses coûts d’approvisionnement. Ces derniers sont toutefois plafonnés par un coût d’approvisionnement théorique déterminé par référence aux prix observés sur les bourses de l’électricité (il s’agit approximativement d’une moyenne pondérée des différents prix observés sur les bourses de l’électricité). Le plafond des coûts d’approvisionnement pour une année N n’est rigoureusement connu qu’à la fin de cette même année N. Il apparaît difficile d’établir une stratégie qui puisse effectivement permettre une surcompensation. À supposer qu’un opérateur arrive à mettre au point une telle stratégie, celle-ci serait sanctionnée par la CRE, organisme en charge de l’application de ce dispositif.

(92) Les autorités françaises considèrent que, si la Commission devait arriver à la conclusion, qu'elles contestent, que les tarifs standards et le tarif de retour sont une aide, celle-ci devrait être considérée comme compatible au titre de l’article 106, paragraphe 2, du TFUE, lu à la lumière de l’article 3, paragraphe 2, de la directive 2003/54/CE. De même, ces tarifs devraient être considérés, selon les autorités françaises, comme des aides compatibles avec le marché intérieur sur le fondement de l’article 107, paragraphe 3, du TFUE, au motif qu'ils corrigent une défaillance de marché. En tout état de cause, les tarifs standards devraient être qualifiés d’aides existantes, car ils sont antérieurs à la libéralisation du marché de l'électricité. Enfin, si la Commission refusait de considérer les tarifs standards comme une aide existante, les autorités françaises estiment qu'elles seraient fondées à faire valoir les principes de confiance légitime et de sécurité juridique.

(93) Les autorités françaises maintiennent l'analyse qu'elles ont présentée en réponse à la décision d'ouverture de la procédure. En ce qui concerne l'existence d'un avantage, elles indiquent qu'à supposer même que les prix observés sur les bourses de l’électricité puissent être considérés comme une référence pertinente, contrairement à la période 2004-2007, les prix de marché sont au même niveau que le tarif de retour en 2009.

(94) En ce qui concerne la sélectivité, elles font valoir que le tarif de retour vise à éviter les arbitrages entre un système régulé et les prix de marché. Le tarif de retour n'est en rien sélectif, c’est une mesure générale: les acteurs doivent en tenir compte lors de leurs choix en matière d’offres de fourniture d’électricité. À ce titre, les autorités françaises rappellent que la Cour estime qu’une mesure étatique qui profite indistinctement à l'ensemble des entreprises situées sur le territoire national n'est pas susceptible de constituer une aide d'État. La France ajoute que les différentes tarifications du tarif de retour reposent sur des critères objectifs et techniques, qui sont d’ailleurs les mêmes que ceux du tarif standard.

(95) Selon la France, la notion de sélectivité doit être analysée à l’aune de l’ensemble des conditions offertes par le marché à toutes les entreprises. Elle n’est pertinente et opérationnelle que si le dispositif analysé constitue un avantage décisif au profit d’une catégorie particulière d’acteurs du marché, au détriment des autres catégories. Or, tel n’est pas le cas en l’occurrence. Si les autres entreprises n’ont, en général, pas souscrit au tarif de retour c’est qu’elles disposaient de conditions d’approvisionnement au prix de marché plus avantageuses. Elles ne sont en aucun cas désavantagées par l’existence de ce dispositif. La sélectivité ne peut s’analyser qu’au regard de la nature des entreprises concernées: chacune établit sa propre stratégie en exploitant au mieux, en fonction des caractéristiques qui lui sont propres, les possibilités offertes en matière de coût d’approvisionnement. Or force est de constater que le tarif de retour a été souscrit par toutes les catégories d’entreprises. Il n’y en a pas une qui soit exclue.

(96) Sur l'existence et la mise en œuvre de ressources publiques, la France indique, en réponse au point 77 de la décision d'extension de la procédure, que le groupe privé GDF Suez, qui dispose de 3 000 MW d’électricité hydraulique au fil de l’eau à un coût compétitif (environ 30 EUR/MWh, redevance incluse), n’est pas compensé. Par ailleurs, EDF et GDF Suez, même s’ils n’ont pas le même statut, sont néanmoins traités exactement dans les mêmes conditions en ce qui concerne le financement du dispositif du tarif de retour. Les autorités françaises réfutent donc le fait qu’il y ait mise en œuvre de ressources publiques au motif qu’EDF participe au financement du dispositif.

(97) Sur l’affectation des échanges et de la concurrence, les autorités françaises rappellent qu’il appartient à la Commission d’apporter la preuve que la concurrence est effectivement affectée en considérant des entreprises exactement dans la même situation factuelle et juridique. En tout état de cause, le tarif de retour ne modifie pas un état de fait ancien qui fait que les entreprises situées sur le marché français ont pu tirer bénéfice de la compétitivité du parc de production électrique français, essentiellement électro-nucléaire.

VI. APPRÉCIATION DES MESURES — EXISTENCE D'UNE AIDE D'ÉTAT

(98) L'article 107, paragraphe 1, du TFUE dispose que: «Sauf dérogations prévues par le présent traité, 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».

(99) Il y a aide d'État au sens de l'article 107, paragraphe 1, du TFUE lorsqu'une mesure accorde un avantage à certains entreprises ou certaines productions, que cette mesure est sélective, qu'elle est financée par des ressources d'État et qu'elle affecte ou menace d'affecter la concurrence et les échanges entre États membres.

(100) La Commission a analysé l'existence d'un élément d'aide d'État au sens de l'article 107, paragraphe 1, du TFUE en faveur des clients non résidentiels bénéficiant de l'un des deux systèmes de tarifs qui sont l'objet de la présente procédure. Par ailleurs, pour ce qui concerne les tarifs standards, la Commission a limité son examen à la période commençant le 1er juillet 2004, date de libéralisation du marché de l'électricité. C'est en effet à cette date que tous les clients non résidentiels sont devenus éligibles, en application de la directive 2003/54/CE. Auparavant, seule une petite minorité d'entreprises était éligible.

(101) Pour être considérée comme sélective au regard de l'article 107, paragraphe 1 du TFUE, une mesure d'aide doit favoriser certaines entreprises ou certaines productions, ce qui la distingue des mesures générales applicables à tous les secteurs de l'économie.

(102) La Commission estime que le fait que les tarifs standards et de retour soient en principe applicables à toutes les entreprises consommatrices d'électricité ne permet pas de conclure que ces mesures sont des mesures générales. En effet, pour être qualifiées de générales, il faut que les mesures en cause soient applicables à toutes les entreprises et non seulement à celles qui consomment de l'électricité, dont certaines peuvent privilégier cette consommation par rapport à d'autres entreprises qui utilisent d'autres sources d'énergie.

(103) Or, les mesures tarifaires en cause sont sélectives en ce qu'elles favorisent les entreprises consommant de l'énergie électrique par rapport à celles qui utilisent des énergies fossiles, comme le charbon, le pétrole et ses dérivés ou, dans une certaine mesure le gaz, indépendamment du fait que les prix de ce dernier soient également réglementés. Par ailleurs, de telles mesures tarifaires favorisent, de facto, les entreprises plus fortement consommatrices d'électricité dans la mesure où l'avantage qu'elles en retirent s'accroît nécessairement avec le niveau de consommation d'électricité.

(104) En outre, une sélectivité entre entreprises consommatrices d'électricité existe du fait des règles introduites qui définissent des catégories d'entreprises pouvant ou non bénéficier des tarifs réglementés. Le caractère irréversible de l'exercice de l'éligibilité entre les tarifs de marché et les tarifs réglementés, prévu par l'article 66 de la loi no 2005-781 du 13 juillet 2005, comporte un élément de sélectivité manifeste: les entreprises ayant choisi de passer au tarif de marché ne peuvent plus bénéficier des tarifs standards. En outre, l'application des critères que représentent les dates auxquelles le choix de faire valoir son éligibilité avait été effectué ou celles auxquelles les demandes pour être approvisionné par un système tarifaire avaient été faites a pour effet supplémentaire de limiter le bénéfice des tarifs à certaines entreprises, en excluant d'autres.

(105) Au vu de ce qui précède, la Commission conclut que les tarifs standards jaunes et verts et les tarifs de retour présentent un caractère sélectif au regard de l'article 107, paragraphe 1 du TFUE, en ce qu'ils s'appliquent uniquement aux entreprises consommatrices d'électricité, même s'ils s'appliquent à un grand nombre d'entreprises exploitant plus de 400 000 sites de consommation d'électricité en France. En effet, ni le nombre élevé d'entreprises bénéficiaires ni la diversité des secteurs auxquels ces entreprises appartiennent ne permettent de considérer une mesure étatique comme une mesure générale.

(106) C'est au stade de l'appréciation de la compatibilité des tarifs avec le marché intérieur et non à celui de l'appréciation de leur sélectivité qu'il convient d'examiner leur application à de très larges pans des secteurs économiques qui en ont bénéficié et en bénéficient.

(107) Il y a avantage au regard de l'article 107, paragraphe 1 du TFUE si une mesure étatique permet à une entreprise de ne pas supporter des charges auxquelles elle devrait normalement faire face en l'absence de la mesure. La fourniture d'énergie à des conditions préférentielles résultant d'une législation nationale est susceptible de tomber sous le coup dudit article, puisque le paiement de l'approvisionnement en électricité est clairement une charge courante dont une entreprise est normalement redevable. Il convient donc d'analyser si les mesures ici en cause conduisent à un allègement de cette charge.

(108) La Commission a analysé si les tarifs standards et de retour permettaient à leurs bénéficiaires de s'approvisionner en électricité à un prix plus avantageux que celui qui prévaudrait en leur absence, c'est à dire les prix de marché. Comme semble d'ailleurs le confirmer l'arrêté ministériel du 22 décembre 2008, les prix de l'électricité fournie sur le marché libre à un site de consommation de grande ou de moyenne taille devraient, en l'absence du tarif de retour, correspondre dans une large mesure à une combinaison des prix des contrats à terme en base et en pointe observés sur le marché de gros, cette combinaison étant liée au profil de consommation du site en question.

(109) Les tarifs standards ont fait l'objet d'adaptations régulières à compter de 2006, retracées au tableau 1. Entre janvier 2004 et janvier 2012, les tarifs standards jaunes ont été augmentés de 21 % et les tarifs verts de 23,8 %. Ces augmentations n'ont néanmoins pas permis d'assurer la couverture des coûts de production par la part «fourniture» des tarifs standards. En effet, il ressort de la comparaison des données du tableau 2 avec les prix de marché décrits aux considérants 43 à 45 que, depuis 2004, la part «fourniture» des tarifs standards jaune et vert se situe systématiquement au moins 25 % en-dessous des prix observés sur les marchés.

(110) En ce qui concerne les tarifs de retour jaunes et verts, ils ont augmenté de 13 % et de 16 % respectivement dans leur période d'application entre 2007 et 2011. Pour les tarifs de retour verts, l'examen de leur part fourniture estimée au regard des références de prix de marché montre l'existence d'un avantage d'au moins 9 % chaque année de la période examinée. Pour ce qui concerne les tarifs de retour jaunes, la comparaison avec les prix de fourniture en base montre un avantage annuel qui n'est toutefois pas systématique. En moyenne sur la période, ils auraient été inférieurs de 13 % aux prix de marché. Par ailleurs, les tarifs jaunes concernent les entreprises moyennes, qui sont susceptibles d'avoir une consommation plus forte en pic, ce que sous-estime une comparaison fondée sur des contrats de base.

(111) Il en résulte que tant de façon systématique chaque année pour les tarifs standards et les tarifs verts de retour et qu'en moyenne pour les tarifs jaunes de retour au cours de leur période d'application, l'application des tarifs en cause a procuré an avantage économique aux entreprises bénéficiaires qu'elles n'auraient pas pu obtenir aux conditions de marché.

(112) Les résultats de la comparaison avec les prix de marché qui montrent l'existence d'un avantage économique sont corroborés par l'avis de la CRE sur le projet d'arrêté du 10 août 2006 relatif aux prix de l'électricité. Dans cet avis, la CRE a indiqué que la part «fourniture» des tarifs standards ne reflétait pas toujours la réalité des coûts de fourniture, et qu'elle était, en particulier, résiduelle, voire négative, pour certains clients bénéficiant des tarifs verts et jaunes (33).

(113) De même, dans son avis du 23 juillet 2009 sur le projet de décret relatif aux tarifs réglementés de vente de l'électricité, la CRE indique que la non prise en compte du TURPE dans les tarifs réglementés de vente avait jusqu'à présent mécaniquement occasionné l'apparition de trappes tarifaires, c'est-à-dire de situations où la part production d'un tarif, obtenue par déduction de ces tarifs intégrés du TURPE en vigueur et des coûts de commercialisation, est significativement inférieure à la part production permettant de couvrir les coûts de production.

(114) Ainsi, la CRE indique, dans son avis du 10 août 2009 sur les tarifs de l'électricité, qu'avec les tarifs en vigueur depuis août 2008, 222 000 sites, dont une partie bénéficie des tarifs jaune ou vert, représentant une consommation de 2 200 GWh sont en trappe tarifaire dite «profonde», c'est-à-dire avec une part «fourniture» implicite inférieure à 20 EUR/MWh. Pour les sites à consommation estivale, qui bénéficient tous des tarifs jaune et vert, 22 000 sites (consommation de 1 200 GWh) sont en trappe tarifaire profonde, dont 7 500 avec une part fourniture négative.

(115) Le mouvement tarifaire d'août 2009 a permis de réduire les trappes tarifaires profondes de 82 % en nombre de sites et en volume, 1 500 sites demeurant en trappe profonde. Le mouvement tarifaire d'août 2010 a permis la quasi-élimination des trappes profondes puisqu'elles ne concernaient plus que 300 sites.

(116) Les calculs de la CRE mettent en évidence l'existence d'un avantage concurrentiel très significatif pour les entreprises bénéficiant des tarifs d'effacement ou de consommation estivale. L'ensemble des sites bénéficiant des tarifs jaune et vert dont la part «fourniture» est inférieure à 20 EUR/MWh serait de toute évidence incapable d'obtenir un tarif équivalent dans des conditions de marché normales. Ceci démontre davantage encore que les tarifs standards peuvent constituer un avantage pour un nombre significatif d'entreprises.

(117) Le Conseil d'État, suite à la requête en annulation de l'arrêté du 12 août 2008 relatif au prix de l'électricité déposée par POWEO, a, par décision du 1er juillet 2010, considéré que les tarifs jaune et vert résultant de l'arrêté du 13 août 2007 étaient insuffisants pour couvrir les coûts moyens complets d'EDF et enjoint aux ministres compétents de prendre un nouvel arrêté.

(118) Les autorités françaises font valoir pour leur part que l’écart éventuel entre le niveau des tarifs réglementés de vente d’électricité et les prix observés sur les bourses de l’électricité, notamment Powernext, était clairement conjoncturel. Il ressort des avis successifs de la CRE sur les tarifs réglementés des années postérieures à l'ouverture de la procédure par la Commission que tel n'était pas le cas.

(119) La France ajoute que la référence au prix des bourses de l’électricité n’est pas pertinente, dans la mesure où la plus grande part de l’électricité achetée par les entreprises l’est hors bourse et que les prix observés sur Powernext ne sont pas justifiés par les fondamentaux économiques qui déterminent la réalité des transactions entre acheteurs et producteurs d’électricité. La Commission estime au contraire que les prix de l'électricité de Powernext servent de base à l'élaboration d'offres à prix de marché par les fournisseurs.

(120) Le fait qu'une énorme majorité de clients éligibles ait choisi de conserver les tarifs standard ou de bénéficier des tarifs de retour verts et jaune est significatif. Ainsi, au 30 juin 2011, date de la disparition du tarif de retour, la CRE indiquait que, sur un total de 4 907 000 sites non résidentiels, 4 202 000 s'approvisionnaient aux tarifs standards et 7 220 au tarif de retour. En termes de consommation annualisée, les tarifs standards représentaient 161 TWh (soit 54,6 % de la consommation des sites non résidentiels) et le tarif de retour 75 TWh (25,4 %). Ainsi, quatre ans après l'ouverture de l'ensemble du marché à la concurrence, la part de marché des offres en tarif libre atteignait seulement 20 %.

(121) Cette analyse est confirmée par les chiffres fournis par les opérateurs alternatifs qui ont fait part de leurs observations. Ainsi, Electrabel a indiqué que 90,4 % de ses clients qui s'approvisionnaient précédemment au tarif de marché avaient choisi de bénéficier du tarif de retour. Selon Electrabel, en moyenne, sur l’ensemble de la période d’application du tarif de retour, l’avantage du client s’élève en moyenne à 11 euro par MWh. POWEO indique qu'en 2007, elle subissait une perte de 33 à 34 EUR/MWh en moyenne pour un client bénéficiant du tarif jaune et de 26,6 EUR/MWh en moyenne pour un client bénéficiant du tarif vert compte tenu de ses coûts d'approvisionnement et coûts commerciaux.

(122) Au vu de ce qui précède, la Commission conclut à l'existence d'un avantage économique pour les catégories de clients bénéficiant des tarifs standards et des tarifs de retour verts et jaunes.

(123) Aux fins de l'application de l'article 107, paragraphe 1, du TFUE, il convient d'établir si les mesures en cause mettent en jeu des ressources d'État au profit des bénéficiaires et ce, s'agissant notamment de ressources d'entreprises publiques, en vertu de décisions prises ou imputables à l'État.

(124) Dans le cas d'espèce, l'imputabilité à l'État est évidente puisque tant le mécanisme le mécanisme des tarifs standards que celui des tarifs de retours sont mis en place par des actes législatifs et règlementaires émanant de l'État français. De plus, le niveau des tarifs est fixé par arrêté ministériel pour chacune des catégories tarifaires. Les décisions sont donc des décisions étatiques, sur lesquelles les entreprises chargées de les exécuter n'ont aucune prise.

(125) Les tarifs standards sont financés par les ressources d'EDF et des entreprises locales de distribution, qui vendent l'électricité à leurs clients à un prix inférieur au prix qui résulterait du libre fonctionnement du marché. Il convient d'analyser si leurs ressources peuvent être qualifiées de ressources d'État.

(126) L'État est largement majoritaire au capital d'EDF. Au 31 décembre 2010, il en possédait 84,48 %. EDF est donc sous le contrôle de l'État. Il s'agit d'une entreprise publique, et ses ressources sont donc des ressources d'État. Lorsqu'un consommateur bénéficiant du tarif est fourni par EDF, les décisions légales et réglementaires de l'État imposent à EDF de fournir l'électricité à un prix qui est inférieur à celui qui s'appliquerait sur le marché, mettant en jeu par-là les ressources sous contrôle public d'EDF.

(127) Les éléments non contestés dont fait état la décision d'ouverture de la procédure indiquent que les entreprises locales de distribution sont au nombre de 168. 144 d'entre elles prennent la forme de régies ou de sociétés d'économie mixte. Les régies sont des établissements publics entièrement contrôlés par les collectivités locales (par exemple les municipalités). Les sociétés d'économie mixte sont des sociétés anonymes dont le capital est majoritairement détenu par les pouvoirs publics, et leurs ressources sont donc des ressources d'État. Ces entreprises locales de distribution sont donc contrôlées directement par l'État. L'une des entreprises locales de distribution est un EPIC (Etablissement Public à caractère Industriel et Commercial). Les EPIC sont des établissements publics, qui sont entièrement la propriété de l'État, et leurs ressources sont donc des ressources d'État.

(128) D'autres entreprises locales de distribution, comme Électricité de Strasbourg, sont des sociétés anonymes, dont la majorité est détenue conjointement par EDF et/ou par des autorités municipales. Ces sociétés sont donc également sous le contrôle de l'État.

(129) Enfin, une petite minorité des entreprises locales de distribution (20 sur 168) ont une structure de coopérative ou de société d'intérêt collectif agricole d'électricité, dont il est plus difficile de déterminer si l'État en exerce le contrôle.

(130) Compte tenu du fait qu'EDF distribue elle-même l'immense majorité (environ 95 %) du volume total d'énergie concerné par les tarifs standards et qu'une très large majorité des autres distributeurs sont contrôlés eux-mêmes par l'État, la Commission estime que l'on peut conclure que les sommes concernées représentent, au moins dans leur quasi-totalité, des ressources d'État.

(131) Pour ce qui est des entreprises locales de distribution, elles achètent le plus souvent auprès d'EDF l'électricité qu'elles distribuent aux tarifs standards, par un système lui-même réglementé par l'État, dit système des «tarifs de cession de l'électricité aux distributeurs non nationalisés». Par ce système, EDF est soumis à l'obligation de fournir aux entreprises locales de distribution la quantité d'électricité dont elles ont besoin pour remplir leurs obligations de fourniture dans le système des tarifs standards, à un prix leur permettant de vendre l'électricité au tarif standard sans pertes. C'est donc par des ressources d'EDF que les tarifs qu'elles offrent sont financés. La Commission estime que, in fine, la totalité des ressources impliquées dans le système des tarifs standards proviennent d'entreprises publiques.

(132) La Commission ne partage pas l'avis des autorités françaises selon lequel les tarifs de retour ne conduisent à l’utilisation d’aucune ressource budgétaire ou fiscale et n’ont pas empêché EDF de réaliser des résultats positifs, ni que les tarifs standards et de retour (directement basés sur les tarifs standards), qui reflètent les fondamentaux du marché de l’électricité et les coûts du parc de production d’EDF, constituent le juste niveau de prix de vente de l’électricité et ne peuvent donc être considérés comme un manque à gagner pour EDF. Il est manifeste que, sans tarifs standards, les prix qu'EDF appliquerait aux clients bénéficiant de ces tarifs tendraient à se rapprocher des prix plus élevés observés sur les marchés depuis 2004, de sorte que le manque à gagner pour EDF et pour les entreprises locales de distribution représente un manque à gagner pour l'État français ou les autorités publiques qui en détiennent le contrôle.

(133) Les tarifs standards sont donc financés par des ressources d'État et sont imputables à l'État.

(134) Les tarifs de retour sont financés par les revenus de deux contributions imposées par l'État, comme exposé aux considérants 35 et 36.

(135) En application de la pratique constante de la Commission (34), qui suit la jurisprudence de la Cour de justice à cet égard (35), le revenu provenant de ce type de contributions constitue des ressources d'État lorsque les trois conditions cumulatives suivantes sont réunies: a) les contributions doivent être imposées par l'État; c'est ici le cas puisque les deux contributions sont imposées par la loi no 2000-108; b) le revenu des contributions doit être versé auprès d'un organisme désigné par l'État; il s'agit ici de la Caisse des dépôts et consignations; c) le revenu des contributions doit être utilisé au bénéfice de certaines entreprises, selon des règles établies par l'État; ci encore c'est le cas puisque le revenu des contributions est utilisé en application de la loi no 2000-108, pour qu'en bénéficient in fine les catégories d'utilisateurs définies par l'État, dans une mesure également définie par lui.

(136) Après la jurisprudence Preussen Elektra, qu'invoquent les autorités françaises, dans sa pratique décisionnelle concernant les tarifs de l'électricité, la Commission a eu à examiner l'existence de contributions aux montants déterminés par l'État et imposées par celui-ci, finançant la mise en place de ces tarifs. En fonction de l'existence d'un organisme public de contrôle par lequel transitent les fonds, la Commission a pu conclure dans certains cas à l'existence de ressources d'État au sens de l'article 107, paragraphe 1, du TFUE (36) ou, au contraire, à l'absence de telles ressources au motif notamment que les sommes en question ne transitaient par aucun fonds créé ni géré par l’État (37) .

(137) En l'espèce, la Commission, à la lumière de sa pratique passée, estime au contraire que le mécanisme de fonctionnement des tarifs de retour, dont les règles sont établies par l'État, est intimement lié à l'utilisation de ressources publiques. La contribution au service public de l'électricité peut être assimilée dans son principe à une taxe fixée par l'État transitant par l'intermédiaire de la Caisse des dépôts et consignations, acteur public, sous le contrôle du régulateur.

(138) Les tarifs de retour sont donc financés par des ressources d'État.

(139) Les tarifs standards et de retour constituent des régimes d'aides, applicables à tous les secteurs de l'économie en France, à la seule condition qu'ils consomment de l'électricité. Des milliers d'entreprises bénéficiant de ces tarifs dans les secteurs industriels et des services en France opèrent sur des marchés pleinement ouverts à la concurrence au sein du marché intérieur, qui ne font pas l'objet de droits exclusifs ou de restrictions aux échanges entre États membres.

(140) Comme déjà souligné dans ses décisions d'ouverture et d'extension de la procédure d'examen, la Commission considère que l'impact sur la concurrence et le commerce entre États membres des régimes en cause est manifeste puisque des activités économiques dans lesquelles sont engagés les clients bénéficiant des tarifs standards et de retour font l'objet d'échanges entre États membres.

(141) La Commission conclut que les tarifs standards jaunes et verts et les tarifs de retour jaunes et verts constituent des aides d'État au sens de l'article 107, paragraphe 1, du TFUE aux opérateurs économiques qui en bénéficient.

VII. LÉGALITÉ ET QUALIFICATION D'AIDE NOUVELLE

(142) Aucun des deux systèmes de tarifs objets de la présente procédure n'a été notifié à la Commission au sens de l'article 108, paragraphe 3, du TFUE avant leur mise en œuvre.

(143) Bien que les tarifs règlementés standards aient été mis en place en 1945 -et donc avant le Traité CE- en même temps que la création d'EDF et aient été appliqués pendant toute la période de monopole de l'électricité en France, ils n'en constituent pas moins des aides nouvelles, et non des aides existantes antérieures aux traités. En effet, les décisions spécifiques qui ont modifié le niveau des tarifs standards en termes absolus et en termes relatifs, par rapport à d'autres tarifs ont eu une périodicité annuelle. En outre, les décisions annuelles de fixation de leur niveau revêtent un certain caractère discrétionnaire et ne sont pas prises en application de règles antérieures au traité CE. En effet, bien que les principes généraux de fixation des tarifs réglementés exposés au considérant 21 aient été énoncés dans des textes législatifs ou règlementaires d'application, qui sont postérieurs en tout état de cause au traité CE, les avis successifs de la CRE exposés aux considérants 112 à 114 montrent bien que les décisions annuelles de fixation du niveau des tarifs ne suivaient pas nécessairement une logique de couverture de coûts de fourniture d'électricité.

(144) Les deux systèmes de tarifs objets de la présente procédure mis en œuvre sans notification préalable sont, par conséquent, illégaux.

VIII. APPRÉCIATION DES MESURES — COMPATIBILITÉ DE L’AIDE

(145) Comme la Commission l'a conclu dans sa décision d'ouverture de la procédure, le paragraphe 2 et le paragraphe 3, points a), b) et d), de l'article 107 du TFUE ne sont pas d'application en l'espèce.

(146) De même, la Commission continue de considérer que l'article 106, paragraphe 2, du TFUE relatif aux services d'intérêt économique général ne peut s'appliquer, contrairement à ce que prétendent certains tiers intéressés. En effet, l'article 3, paragraphe 2, de la Directive 2009/72/CE du Parlement Européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE (38), limite d'éventuels services d'intérêt économique général aux seules entreprises du secteur de l'électricité. En l'espèce, les bénéficiaires de l'aide ne sont pas les entreprises du secteur de l'électricité mais les entreprises clientes, qui ne remplissent en rien un service d'intérêt économique général.

(147) La seule base de compatibilité des aides en cause avec le marché intérieur pourrait être l’article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE, qui prévoit que: «Peuvent être considérées comme compatibles avec le marché intérieur: (…) les aides destinées à faciliter le développement de certaines activités ou de certaines régions économiques, quand elles n'altèrent pas les conditions des échanges dans une mesure contraire à l'intérêt commun (…)».

(148) Dans ses décisions d'ouverture et d'extension de la procédure, la Commission relevait que les aides en cause ne pouvaient être autorisées à la lumière des lignes directrices et encadrements expliquant son application de l’article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE. Dans les faits, les mesures d'aide examinées dans la présente procédure concernent des dispositifs de tarifs réglementés qui sont sans précédent dans la pratique passée de la Commission. Elles sont applicables à des milliers d'entreprises et assimilables à des régimes d'aide d'une ampleur sans commune mesure avec ceux encadrés par des règles dérivées de sa pratique décisionnelle individuelle passée ou consolidée dans des instruments ou encadrements spécifiques. Or, dans des domaines non couverts par les divers instruments détaillés encadrant l'appréciation de la compatibilité des aides, l'on ne saurait exclure qu'une aide puisse satisfaire aux conditions de l'article 107, paragraphe 3, point c) du TFUE.

(149) Dans ces conditions, il convient d'examiner, eu égard par ailleurs aux engagements pris par la France dans le cadre de la présente procédure, si les aides d'État qui font l'objet de la présente procédure contribuent à un objectif d'intérêt commun, si elles sont nécessaires pour pallier une défaillance de marché et si, dans ce but, elles sont proportionnelles et n'altèrent pas les conditions des échanges dans une mesure contraire à l'intérêt commun.

(150) La réussite de la pleine libéralisation des marchés de l'électricité est un objectif d'intérêt commun souligné par les institutions de l'Union dans leurs activités et compétences respectives.

(151) La Commission a reconnu, sur la base de l'article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE, le bien-fondé d'aides d’État limitées dans le temps qui ont pour objet ou pour effet d'accompagner et de faciliter la réussite effective du processus de libéralisation du marché de l'électricité lorsque les seules forces du marché s'avèrent insuffisantes pour l'atteindre, y compris dès lors que ces mesures peuvent concerner les opérateurs historiques disposant d'une position privilégiée sur leur marché national (39). Aussi convient-il de vérifier si les aides en cause peuvent contribuer à une réussite effective de cette libéralisation dont les bénéficiaires ultimes doivent être les consommateurs d'électricité.

(152) Les autorités françaises ont pris l'engagement le 12 janvier 2012 de mettre fin aux tarifs réglementés en 2015, alors que les tarifs de retour ont déjà été éliminés en juillet 2011. Du fait de son caractère transitoire et délimité désormais dans le temps, l'aide d'État peut faciliter une transition progressive vers un marché vraiment concurrentiel dans des conditions jugées acceptables, eu égard à la situation prévalant en France avant la libéralisation et, compte tenu de toutes les circonstances de l'espèce, contribue à un objectif d'intérêt commun.

(153) Les tarifs réglementes ont été appliqués pendant toute la période de monopole de la production, du transport et de la distribution d'électricité en France. Leur existence et leur maintien après la libéralisation totale du marché de l'électricité, intervenue le 1er janvier 2004 pour les clients professionnels et le 1er janvier 2007 pour l'ensemble des clients, répondent à une logique de protection des consommateurs confrontés à la dominance d'un seul fournisseur. Tout en étant un héritage progressivement éliminé de la période du monopole de d'EDF en France, les tarifs réglementés, dans leur structure et leur niveau, poursuivent l'objectif d'éviter qu'EDF fasse des bénéfices exceptionnels en utilisant une tarification excessive de la part d'un opérateur susceptible de conserver une part considérable du marché de détail pendant une longue période après la libéralisation. Cependant, la prévention par les autorités françaises d'une éventuelle tarification abusive par EDF a donné lieu à une aide en faveur des consommateurs français d'électricité.

(154) En effet, en raison de la structure particulière du marché français exposée aux considérants 48 à 52, EDF se trouvait, au moment de la libéralisation, dans une situation de quasi-monopole lui conférant une totale liberté pour fixer les prix de détail sur le marché français de l'électricité. En l'espèce, une limitation de la liberté de fixation des prix par le maintien des moyens réglementaires ex ante peut s'avérer justifiée par la situation et les caractéristiques du marché français.

(155) Compte tenu de la dimension et du caractère non-réplicable des avantages concurrentiels que conférait et confère à cette entreprise l'exploitation de son parc de production électro-nucléaire expliqués plus en détail aux considérants 48 à 50, il eût été vain d'espérer que le seul jeu concurrentiel de nouveaux entrants permette de créer les conditions optimales de concurrence dans la prestation de services de fourniture d'électricité. Sans d'autres mesures structurelles, le seul contrôle ex post d'éventuels comportements de prix abusifs ne suffirait pas à lui-seul pour assurer un fonctionnement optimal, y compris par l'entrée de nouveaux concurrents. Au contraire, une liberté absolue de tarification eût pu aboutir à une pérennisation de la situation particulière d'EDF, qui aurait disposé des ressources financières suffisantes pour évincer ses concurrents ou pour maintenir une rente lui permettant d'accroître et diversifier ses moyens de production, en France comme ailleurs dans le marché intérieur.

(156) Par ailleurs, cette défaillance du marché doit être analysée aussi du point de vue des bénéficiaires de l'aide. De nombreuses entreprises, et tout particulièrement les plus grands consommateurs, ont pris leur décisions, notamment en matière d'investissements en équipement lourd, en se fondant sur des coûts prévisionnels de l'électricité liés à des tarifs réglementés reflétant essentiellement les coûts moyens des centrales nucléaires, et non des prix fluctuants dépendant des prix des combustibles fossiles et du CO2, qui déterminent largement désormais la formation des prix sur le marché libre. Un passage brutal d'un système de prix à l'autre, impliquant de surcroît une nette augmentation moyenne, aurait donc pu créer des difficultés importantes pour de nombreuses entreprises dont le capital immobilisé en équipements consommateurs d'électricité est peu flexible à court terme. Aussi une période de transition clairement limitée dans le temps apparaît-elle adéquate.

(157) L'aide résultant des tarifs objets de la présente procédure peut donc être considérée, dans ce cas spécifique, comme nécessaire pour pallier cette défaillance du marché. Des bénéfices de diversification de l'offre liés à la réforme du marché de l'électricité en France en aval de l'activité des bénéficiaires de l'aide permettrait l'adéquation du capital productif de ces bénéficiaires aux signaux de prix de marché moins faussés par la situation de dominance d'EDF, en améliorant les conditions pour le développement des activités économiques qu'ils exercent, ce qui est l'objectif de l'article 107, paragraphe 3, point c) du TFUE.

(158) Sur cette même base juridique, sous certaines conditions, notamment la limitation des aides dans le temps, des aides au fonctionnement réduisant les coûts courants de l'énergie pour leurs bénéficiaires, sans contrepartie ni réel effet incitatif, sont estimées compatibles avec le marché intérieur dans le cas des réductions des charges fiscales pesant sur ces coûts lorsque l'absence d'aide peut se traduire par une augmentation substantielle des coûts de production des secteurs concernés (40).

(159) Tant le système des tarifs standards que les tarifs de retour ont connu, depuis la période couverte par la présente procédure, des augmentations continues, y compris lorsque les prix de marché ont décru à partir de 2009. Comme le montrent les délibérations de la CRE exposées aux considérants 113 et 114, ce mouvement général d'augmentation s'est par ailleurs attaché, de façon plus ciblée depuis 2009, à réduire le nombre de sites de consommation bénéficiant des avantages les plus importants par rapport aux prix de marché.

(160) Conformément à l’échange de lettres du 15 septembre 2009, la transition s’échelonnera jusqu’en 2015. Par ailleurs, les engagements de la France en ce qui concerne le gel du prix de l'accès régulé à l'énergie nucléaire historique en 2012 et 2013 et sa fixation conformément aux paramètres prévus par la loi no 2010-1488 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité d'une part et, d'autre part, l'accroissement des tarifs réglementés année après année jusqu'en 2015, puis leur disparition, permettent d'assurer, dans une perspective raisonnable, la poursuite de la convergence avec les prix de marché ou, en tout état de cause, leur augmentation progressive.

(161) Un système assurant une augmentation progressive et continue puis la disparition des tarifs facilite la transition vers des prix de marché dans un système où des défaillances de celui-ci ont été palliées par un dispositif imposé par voie législative qui favorise l'émergence d'une concurrence effective ayant accès à des fournitures du parc d'exploitation d'EDF. L'aide au montant progressivement décroissant permettant aux entreprises bénéficiaires d'adapter leurs outils productifs dimensionnés en fonction des prix résultant des tarifs réglementés aux nouvelles conditions de marché peut être considérée comme proportionnelle.

(162) Dans ces conditions, la Commission conclut au caractère proportionnel de l'aide qui résulte de l'existence des tarifs objet de la présente procédure.

(163) Les mesures en cause concernent des centaines de milliers de sites de consommation d'électricité et par conséquent des mi