FR Journal officiel de l'Union européenne L 49/44

DÉCISION DE L’AUTORITÉ DE SURVEILLANCE AELE

No 305/09/COL

du 8 juillet 2009

relative à l’accord de vente d’électricité conclu entre la municipalité de Notodden et Becromal Norway AS

(Norvège)

L’AUTORITÉ DE SURVEILLANCE AELE (1),

vu l’accord sur l’Espace économique européen (2), et notamment ses articles 61 à 63 et son protocole 26,

vu l’accord entre les États de l’AELE relatif à l’institution d’une Autorité de surveillance et d’une Cour de justice (3), et notamment son article 24,

vu l’article 1er, paragraphe 3, de la partie I et l’article 4, paragraphes 2 et 4, et l’article 7, paragraphe 2, de la partie II du protocole 3 de l’accord Surveillance et Cour de justice (4),

après avoir invité les parties intéressées à présenter leurs observations conformément auxdits articles (5) et vu ces observations,

considérant ce qui suit:

I. LES FAITS

1. Procédure

La décision de l’Autorité no 718/07/COL d’ouvrir la procédure formelle d’examen a été publiée au Journal officiel de l’Union européenne ainsi que dans le supplément EEE (6). L’Autorité a invité les parties intéressées à présenter leurs observations. L’Autorité n’a reçu aucune observation des parties intéressées. Par lettre du 4 février 2008 (document no 463572), les autorités norvégiennes ont présenté leurs observations concernant la décision d’ouvrir la procédure.

Par lettre du 21 mai 2008, le bénéficiaire de l’aide, Becromal Norway AS, a demandé une réunion avec l’Autorité. Une réunion a eu lieu dans les locaux de l’Autorité le 11 juin 2008. Lors de cette réunion, les représentants de Becromal ont mentionné notamment un accord additionnel entre la municipalité de Notodden et Becromal, relatif à l’utilisation par la municipalité des eaux usées de la centrale électrique exploitée par Becromal (document no 482695).

2. Description de la mesure en cause

Notodden est une municipalité du comté de Telemark dans le sud-est de la Norvège, qui, grâce à sa situation à la confluence de deux cours d’eau qui se jettent dans le lac Heddalsvatnet, dispose d’importantes ressources hydroélectriques sur son territoire.

À ce titre, la municipalité est en droit de recevoir chaque année des concessionnaires une partie de l’électricité produite dans le cadre de la concession hydroélectrique, en contrepartie de l’exploitation des chutes d’eau. Le système de la concession hydroélectrique est établi à la section 2, paragraphe 12, de la loi sur les licences industrielles et à la section 12, paragraphe 15, de la loi régissant les chutes d’eau (7). Conformément à ces dispositions, qui sont identiques dans leur formulation, les comtés et les municipalités dans lesquels une centrale électrique est implantée sont en droit de recevoir jusqu’à 10 % de la production annuelle d’une centrale à un prix déterminé par l’État. En ce qui concerne les concessions octroyées avant 1959, comme la concession en l’espèce, le prix est basé sur les «coûts individuels» de la centrale, à moins qu’un prix plus bas ne soit convenu (8). En conséquence, le prix de l’électricité produite dans le cadre de la concession sera normalement inférieur au prix du marché.

Le droit de chaque municipalité de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession est décidé sur la base de ses «besoins généraux en électricité». Conformément à la direction norvégienne des ressources hydriques et de l’énergie, il s’agit de l’énergie électrique pour l’industrie, l’agriculture et les ménages, mais l’électricité pour les industries grosses consommatrices d’énergie et pour la transformation du bois n’est pas incluse (9). Depuis 1988, la municipalité de Notodden a bénéficié d’environ 3,9 GWh provenant de la chute d’eau de Sagafoss située à Notodden, quantité qui semble avoir été portée à 7,114 GWh en 2002 (10).

En plus des quantités produites dans le cadre de la concession hydroélectrique auxquelles elle avait droit au titre des dispositions réglementaires en la matière, il semble que la municipalité de Notodden avait également ses propres droits d’utilisation de la chute d’eau de Sagafoss à Notodden. Ce droit d’utilisation était exploité par Tinfos AS et non par la municipalité elle-même. En contrepartie, la municipalité était en droit de bénéficier de quantités supplémentaires d’électricité produite par la centrale. Les relations commerciales entre Notodden et Tinfos sont actuellement régies par un contrat conclu le 15 août 2001 (11). Ce contrat stipule que, jusqu’au 31 mars 2006, la municipalité avait le droit d’acheter à Tinfos AS 30 GWh par an, dont 3,9 GWh produits dans le cadre de la concession hydroélectrique. Le prix était fixé à 13,5 øre/kWh pour l’électricité produite dans le cadre de la concession ainsi que pour les quantités supplémentaires. Après le 31 mars 2006, la municipalité avait uniquement le droit d’acheter la quantité produite dans le cadre de la concession hydroélectrique, et les prix établis pour l’achat de cette électricité par la municipalité sont applicables depuis.

La base juridique adéquate du droit des municipalités de bénéficier de l’électricité produite dans le cadre de la concession, visé ci-dessus, prévoit expressément que les municipalités peuvent disposer comme bon leur semble de l’électricité produite dans le cadre de la concession, indépendamment du fait que la quantité à laquelle elles ont droit est calculée sur la base de leurs «besoins généraux en électricité». En conséquence, rien n’empêche les municipalités de vendre cette électricité aux industries grosses consommatrices d’énergie, ou à toute autre industrie, établie sur le territoire de la municipalité.

Dans ce contexte, le 10 mai 2002, la municipalité a conclu un accord (12) avec le producteur de feuilles d’aluminium Becromal concernant la revente de quantités d’électricité auxquelles elle avait droit en vertu de l’accord conclu avec Tinfos. L’accord a des effets rétroactifs et régit donc aussi les quantités d’électricité vendues à Becromal du 14 mai 2001 jusqu’à la date de signature du contrat. Les quantités couvertes semblent correspondre aux quantités au titre du contrat conclu entre la municipalité et Tinfos jusqu’au 31 mars 2007: à savoir 14,4794 GWh du 14 mai 2001 au 31 décembre 2001, 30 GWh chaque année de 2002 à 2005, 7,397 GWh du 1er janvier 2006 au 31 mars 2006, et enfin, une option permettant à Becromal d’acheter, du 1er avril 2006 au 31 mars 2007, l’électricité produite dans le cadre de la concession de la municipalité. Les prix reflètent également ceux établis dans le contrat conclu entre la municipalité et Tinfos, soit 13,5 øre/kWh jusqu’au 31 mars 2006, et, du 1er avril 2006 au 31 mars 2007, «les conditions auxquelles la municipalité de Notodden peut, à ce moment-là, acheter l’électricité en question».

Becromal a décidé d’acheter l’électricité produite dans le cadre de la concession pendant la période allant du 1er avril 2006 au 31 mars 2007 (13). La municipalité de Notodden a expliqué que, pour la période allant d’avril à juin 2006, elle a versé 15,21 øre/kWh pour l’électricité produite dans le cadre de la concession et qu’elle a vendu l’électricité à Becromal au même prix. De juillet à décembre 2006, la municipalité a payé 11,235 øre/kWh et a vendu l’électricité à Becromal à 15,21 øre/kWh. De janvier à mars 2007, la municipalité a payé l’électricité 10,425 øre/kWh et l’a vendue à 14,20 øre/kWh (14).

Par lettre datée du 4 mars 2007 (15), Becromal a demandé une prorogation de l’accord relatif à l’achat d’électricité. Becromal a également demandé si le contrat pouvait porter sur des quantités plus importantes. Le 30 avril 2007, la municipalité a répondu à cette demande, proposant à Becromal la possibilité d’acheter l’électricité de la concession de la municipalité à 20 øre/kWh [qui est censé correspondre au prix au comptant à Nord Pool (bourse nordique de l’électricité) pour mai 2007] pour la période comprise entre le 1er avril et le 31 décembre 2007, et par la suite, un accord de trois ans au prix de 26,4 øre/kWh du 1er janvier 2008 au 31 décembre 2010. La municipalité a également précisé qu’à compter du 1er avril 2007, la quantité d’électricité de la concession s’élèverait à 7,113 GWh.

Le 30 juin 2007, Becromal a répondu qu’il acceptait les prix offerts pour les neuf derniers mois de 2007. En revanche, il a refusé l’offre pour la période 2008-2010, car il la jugeait trop chère. La municipalité a répondu, par lettre du 4 juillet, qu’à la lumière de la lettre de Becromal, elle estimait qu’un accord avait été trouvé concernant les quantités d’électricité pour 2007. Elle proposerait donc bientôt un projet d’accord. En ce qui concerne la période 2008-2010, elle maintenait sa position antérieure selon laquelle les conditions contractuelles devaient être les conditions du marché (16). La municipalité a confirmé ultérieurement qu’aucun accord formel n’avait encore été conclu. Aucune négociation n’avait encore eu lieu en ce qui concerne la période postérieure au 1er janvier 2008 (17).

3. Observations des autorités norvégiennes

Les autorités norvégiennes ont présenté leurs observations en transmettant une lettre de la municipalité de Notodden.

La municipalité soutient essentiellement que le prix du marché pour les contrats à long terme négociés hors cote à Nord Pool était en fait quasiment identique au prix convenu entre la municipalité de Notodden et Becromal. En réalité, conformément au tableau «Prix de l’énergie électrique commercialisée sur le marché de gros et de l’électricité produite dans le cadre des concessions, 1994-2005», téléchargé sur le site web de l’Office central de la statistique de Norvège (18), le prix moyen pour les contrats d’une durée d'un à cinq ans en 2001 s’élevait à 13,6 øre/kWh, alors que le prix convenu entre Notodden et Becromal était de 13,5 øre/kWh.

La municipalité reconnaît que le prix contractuel et celui qui figure dans le tableau de l’Office central de la statistique de Norvège sont tous les deux nettement inférieurs au prix au comptant fixé à la bourse nordique de l’électricité Nord Pool. À cet égard, elle souligne que la différence de l’ordre de 17,5 millions de NOK entre le prix acquitté par Becromal et le prix du marché, mentionnée dans une lettre adressée par la municipalité à l’entreprise et visée dans la décision d’ouvrir la procédure, désigne en fait la différence entre le prix convenu et le prix au comptant.

En ce qui concerne le prix de référence correspondant, la municipalité affirme qu’il faudrait comparer le prix fixé dans le contrat au prix fixé dans les contrats négociés hors cote et non au prix au comptant. Même si la municipalité avait pu vendre les quantités d’électricité achetées en vertu de cet accord sur le marché au comptant, et obtenir ainsi potentiellement un prix plus élevé, il est avancé qu’elle aurait été exposée à d’importants risques financiers. Ce risque découle du droit et de l’obligation de la municipalité d’acheter 30 GWh par an à Tinfos, au prix de 13,5 øre/kWh pour la période allant jusqu’au 31 mars 2006. En conséquence, si le prix au comptant durant cette période était tombé en dessous de 13,5 øre/kWh, la municipalité aurait enregistré une perte. Les autorités norvégiennes décrivent le contrat conclu avec Becromal comme un contrat adossé destiné à protéger la municipalité contre toute perte financière.

II. APPRÉCIATION

1. Existence d’une aide d’État

1.1. Aide d’état au sens de l’article 61, paragraphe 1, de l’accord EEE et doutes exprimés par l’Autorité dans sa décision d’ouvrir la procédure

L’aide d’État au sens de l’article 61, paragraphe 1, de l’accord EEE est définie comme suit:

«Sauf dérogations prévues par le présent accord, sont incompatibles avec le fonctionnement du présent accord, dans la mesure où elles affectent les échanges entre les parties contractantes, les aides accordées par les États membres de la CE ou par les États de l’AELE ou accordées 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.»

Il découle de cette disposition que, pour que l’aide d’État au sens de l’EEE existe, il faut qu’elle soit accordée au moyen de ressources d’État; elle doit conférer un avantage économique sélectif au(x) bénéficiaire(s); le bénéficiaire doit être une entreprise au sens de l’accord EEE et la mesure d’aide doit être de nature à fausser la concurrence et à affecter le commerce entre les parties contractantes.

Dans sa décision d’ouvrir la procédure, l’Autorité a considéré que le contrat entre la municipalité de Notodden et Becromal conférerait un avantage sélectif à Becromal, et impliquerait donc une aide, si le prix convenu entre les parties ne correspondait pas au prix du marché. L’Autorité a soutenu que les faits de l’espèce indiquaient que le prix fixé dans le contrat aurait pu être inférieur au prix du marché. Tout d’abord, l’Autorité a souligné que le prix fixé dans le contrat de vente d’électricité que la municipalité a conclu avec Becromal reflétait le prix auquel la municipalité achetait l’électricité au titre du contrat avec Tinfos. Comme ce prix reposait à son tour en partie sur le prix de l’électricité fournie dans le cadre de la concession et reflétait en partie l’indemnité versée à la municipalité par Tinfos pour l’exploitation du droit de la municipalité d’utiliser la chute d’eau, il était probable qu’il soit nettement inférieur au prix du marché.

L’Autorité a fait remarquer que le prix semblait faible par rapport aux autres contrats conclus à peu près à la même époque. Enfin, elle a fait référence à la propre déclaration de la municipalité selon laquelle le contrat aurait permis à Becromal d’économiser 17,5 millions de NOK par rapport au prix du marché.

1.2. Existence d’un avantage au sens de l’article 61, paragraphe 1, de l’accord EEE

Pour que cette condition soit remplie, les mesures doivent conférer à Becromal des avantages qui le dispensent des charges qui sont normalement supportées par son budget. Ce serait le cas d’une entité publique qui ne fixe pas de tarif énergétique comme un opérateur économique ordinaire mais qui l’utilise pour faire bénéficier les consommateurs d’énergie d’un avantage pécuniaire (19). En l’espèce, il existerait un avantage si le prix de l’électricité fixé dans le contrat conclu entre Becromal et la municipalité de Notodden était inférieur au prix du marché. Dans ce cas, la mesure serait également sélective étant donné qu’elle profiterait exclusivement à Becromal.

1.2.1. La base pour l’établissement du prix du marché

À titre préliminaire, l’Autorité note que le mécanisme de prix fondé sur les coûts dans l’accord, comme indiqué ci-dessus, peut laisser présumer qu’il existe un avantage économique. Les prix de l’électricité fournie dans le cadre de la concession que les municipalités ont le droit d’acheter, en vertu de la législation visée ci-dessus, seraient, dans la majorité des cas, nettement inférieurs aux prix du marché. Toutefois, pour démontrer qu’il existe un avantage économique, il ne suffit pas de s’appuyer uniquement sur cette présomption. Il convient de démontrer que le prix était effectivement inférieur au prix du marché pour un contrat semblable à celui conclu entre Notodden et Becromal.

Afin d’établir le prix du marché, l’Autorité doit évaluer quel prix aurait été acceptable pour un investisseur privé dans une économie de marché. Dans la décision d’ouvrir la procédure, l’Autorité faisait référence à une différence de 17,5 millions de NOK entre le prix payé et le prix du marché. Dans leurs observations concernant la décision de l’Autorité d’ouvrir la procédure, les autorités norvégiennes ont précisé qu’il s’agissait de la différence entre le prix du marché au comptant et le prix contractuel. Cependant, comme le contrat en question est un contrat bilatéral d’une durée de cinq ans, le prix fixé dans le contrat ne peut pas nécessairement être comparé aux prix du marché au comptant, car ces prix reflètent la vente d’électricité sur le marché boursier de l’électricité Nord Pool. Sur le marché Elspot de Nord Pool, des contrats horaires dans le domaine de l’électricité sont conclus quotidiennement pour la fourniture physique dans les vingt-quatre heures (20). Ainsi, la durée des contrats et les conditions contractuelles diffèrent sensiblement de celles du contrat en cause.

Il s’agit d’examiner si un investisseur privé opérant dans une économie de marché aurait choisi de conclure un contrat bilatéral à long terme pour le même prix et dans les mêmes conditions que ceux établis dans l’accord en question. En faisant cette évaluation, l’Autorité ne peut pas remplacer le jugement commercial de la municipalité par le sien, ce qui implique que la municipalité, en tant que vendeur d’électricité, doit bénéficier d’une large marge d’appréciation. Ce n’est que lorsqu’il n’y a aucune autre explication plausible pour le choix du contrat par la municipalité que la mesure sera qualifiée d’aide d’État (21). Étant donné qu’il existe un marché pour les contrats bilatéraux à long terme et qu’il est possible d’établir un prix de marché, il convient de supposer que les investisseurs du marché peuvent, en fonction des circonstances, préférer de tels arrangements aux ventes au prix comptant, même si la vente de quantités d’électricité sur le marché boursier de l’électricité (en obtenant ainsi le prix au comptant) aurait pu engendrer un bénéfice plus élevé. Il peut y avoir plusieurs raisons légitimes sur le plan commercial, telles que la réduction des risques et la simplification administrative, d’opter pour un acheteur stable plutôt que de s’exposer à la fluctuation des prix sur le marché boursier de l’électricité pendant un certain temps.

Dans ce contexte, l’Autorité estime que le prix contractuel devrait être comparé au prix moyen pour le type de contrats conclus dans des conditions similaires et pour une durée similaire, à peu près à la même époque. L’Autorité note explicitement qu’il s’agit d’évaluer le prix du marché auquel on pouvait raisonnablement s’attendre au moment de la conclusion du contrat, et non l’évolution ultérieure du prix sur le marché durant la période contractuelle.

1.2.2. Données relatives au prix du marché pour les contrats bilatéraux à long terme

Afin d’établir le prix du marché pour les contrats bilatéraux à long terme au moment de la conclusion du contrat, les autorités norvégiennes, dans leurs observations concernant la décision d’ouvrir la procédure formelle d’examen, ont présenté des statistiques de l’Office central de la statistique de Norvège relatives aux prix de l’énergie électrique commercialisée sur le marché de gros et de l’électricité produite dans le cadre des concessions pour les années 1994 à 2005 (tableau 24 de l’Office central de la statistique de Norvège à ce moment-là, actuellement 23).

Tableau 23

Prix de l’énergie électrique commercialisée sur le marché de gros et de l’électricité produite dans le cadre des concessions, 1994-2007, en øre/kWh (22)

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Contrats bilatéraux, total 13,2 14,4 16 17,1 13,5 13,2 12,5 14,7 16,5 21,9 18,9 19,1 26,4 24,1 Contrats d’une durée maximale d’un an 11,9 14,7 17,2 19,6 15,1 13,4 12,5 18,4 20,5 29,2 23,8 23,6 36 24,2 Contrats d’une durée maximale d’un à cinq ans 14,2 15,6 16,8 18,7 14,9 15,6 15,2 13,6 17,3 21 18,8 18,5 23,7 31 Contrats de plus de cinq ans 13,5 12,7 14 13,7 11,2 11 10,7 10,5 10,4 12,4 12,4 12,1 20,6 15,5 Vente d’électricité sur le marché, total 17,3 12,3 25,4 14,2 12,1 11,7 11 19 21,6 30,8 23,8 24,7 39,5 24,3 Prix au comptant 18,2 11,3 25,4 14,3 12,1 11,7 11 18,8 21,6 30,8 24,9 24,7 39,6 24,3 Marché réglementé 17,3 14,8 25,3 13,6 12,1 11,8 10,3 19,1 20,8 30,5 23,8 24,3 38,4 24,4 Électricité produite dans le cadre des concessions 9,8 9,4 10,4 10,9 9,1 10 9,3 10 9,7 8,7 7,6 7,5 6,8 7,6

Ce tableau montre que le prix moyen par kWh dans les contrats bilatéraux d’une durée d’un à cinq ans était de 13,6 øre en 2001 et de 17,3 øre en 2002. Les prix fixés dans le cadre des contrats de plus de cinq ans s’élevaient respectivement à 10,5 øre et à 10,4 øre. L’Autorité a demandé des informations à l’Office central de la statistique de Norvège concernant les contrats sur lesquels les statistiques sont fondées. Selon l’Office central de la statistique de Norvège, les prix figurant dans le tableau sont fondés sur les contrats de gros en vigueur l’année en question, y compris les contrats conclus antérieurement mais toujours en vigueur. En outre, les contrats conclus avec des utilisateurs finaux ne sont pas inclus dans ce tableau (23). L’Office central de la statistique de Norvège a également fourni des explications techniques concernant la série de données sur lesquelles se sont fondées les autorités norvégiennes (24).

L’Autorité a également jugé que d’autres statistiques provenant de la base de données de l’Office central de la statistique de Norvège étaient intéressantes, notamment le tableau 7 «Séries chronologiques couvrant les prix trimestriels et annuels de l’énergie électrique sur le marché de gros, hors taxes»:

Tableau 7

Séries chronologiques couvrant les prix trimestriels et annuels de l’énergie électrique sur le marché de gros, hors taxes (25)

1 2001 2 2001 3 2001 4 2001 1 2002 2 2002 3 2002 4 2002 1 2003 2 2003 3 2003 4 2003 Ventes d’électricité 24,3 17 15,8 16,1 16,9 13 14,2 25,6 29,2 20,7 23,8 25,4 Contrats à prix fixe, «temps plein» 13,7 12,1 13,6 17,4 16,1 14,6 12,6 11,2 23,7 10,7 10,9 11,1 Contrats à prix fixe, «à la carte» 21,5 19,8 17,9 17,8 18,7 15,9 14,4 20,6 26,1 22,1 28,1 24,4 Accès à l’électricité 21,5 15,8 14,7 15 14,3 11,5 12,6 22,6 28,3 21,1 21,1 21,9 Nouveaux contrats à prix fixe (conclus au cours des trois mois précédant la semaine des relevés) 13,8 15,6 — — — — — — — — — 33,1





1 2004 2 2004 3 2004 4 2004 1 2005 2 2005 3 2005 4 2005 1 2006 2 2006 3 2006 4 2006 Ventes d’électricité 21,2 19,2 21,3 19,9 18,9 23,4 22,6 21,6 30,7 25,5 44,1 38,2 Contrats à prix fixe, «temps plein» 17,8 10,9 16 11 12,1 11,9 11,1 10,5 10,7 10,7 10,5 13,8 Contrats à prix fixe, «à la carte» 20,7 21,5 23,2 20,7 22,6 21,6 17,9 20,3 26,9 21,9 36,7 33 Accès à l’électricité 19,6 17,3 19,7 19,1 16,8 22,8 22 18,6 29 26,2 42,7 36,7 Nouveaux contrats à prix fixe (conclus au cours des trois mois précédant la semaine des relevés) — 25,5 — 18,9 23,2 — — — 33,5 — — —

D’après sa formulation (26), il semblerait que le contrat conclu entre la municipalité de Notodden et Becromal corresponde à un contrat «temps plein», c’est-à-dire un contrat prévoyant la fourniture d’une quantité fixe d’électricité par minute pendant toute la durée du contrat (27). Pour les contrats à prix fixe, «temps plein» (deuxième ligne dans le tableau ci-dessus), le prix moyen s’élevait à 12,1 øre/kWh le 14 mai 2001 ou à 14,6 øre/kWh le 10 mai 2002.

En outre, la dernière ligne du tableau indique les prix des nouveaux contrats à prix fixe, conclus au cours des trois mois qui ont précédé la semaine des relevés. Elle montre que le prix au cours du deuxième trimestre de 2001 était de 15,6 øre/kWh, alors que ce prix semble inconnu pour le deuxième trimestre de 2002. Ces chiffres incluent les contrats de type «temps plein» et «à la carte».

L’Autorité a également recueilli des statistiques de Nord Pool qui indiquent le prix moyen par date pour des contrats financiers d’un an conclus sur le marché boursier de l’électricité. Les prix reflètent le prix des contrats financiers à la date en question. Le 14 mai 2001, les prix des types de contrat en question étaient de 18,4 øre/kWh, 17,413 øre/kWh et 17,75 øre/kWh (28).

Enfin, l’Office central de la statistique de Norvège fournit aussi des statistiques concernant les prix de l’électricité aux utilisateurs finaux de l’énergie électrique (29). Toutefois, l’Autorité n’a pas estimé que ces statistiques étaient très intéressantes pour le contrat en question, car les prix applicables aux industries grosses consommatrices d’énergie, selon l’Office central de la statistique de Norvège, incluent probablement des contrats à long terme subventionnés par l’État et conclus avant l’entrée en vigueur de l’accord EEE. Ces prix sont donc bien inférieurs aux prix de gros visés ci-dessus (30).

1.2.3. La pertinence des diverses statistiques relatives aux prix aux fins de l’établissement du prix du marché pour le contrat conclu avec Becromal

Afin de déterminer les données relatives aux prix les plus comparables, il est nécessaire d’examiner de manière détaillée le contrat conclu entre Notodden et Becromal.

Le contrat a été signé le 10 mai 2002, mais a des effets rétroactifs à compter du 14 mai 2001, date à laquelle la fourniture de l’électricité a commencé. On peut donc se demander si les prix de référence appropriés doivent être les prix en vigueur le 10 mai 2002 ou les prix en vigueur le 14 mai 2001. En premier lieu, il semblerait correct de considérer la date à laquelle le contrat a été conclu, étant donné que c’est à ce moment-là que les parties fixent le prix et les autres clauses du contrat sur la base de l’évolution prévue du marché. Toutefois, lorsque le contrat a des effets rétroactifs, comme dans le présent cas, une certaine forme d’accord implicite sur le prix et les autres clauses du contrat devait exister dès que l’électricité a commencé à être fournie. L’Autorité estime donc qu’il faut prendre en compte non seulement le prix en vigueur à la date de la signature du contrat mais aussi les tendances générales en matière de prix pendant la période proche du début de la fourniture de l’électricité et de la signature du contrat.

En second lieu, il convient de souligner que le prix de référence devrait, dans l’idéal, être fondé sur des contrats de type et de durée similaires, c’est-à-dire sur des contrats à prix fixe, «temps plein», d’une durée approximative de cinq ans. Par ailleurs, le prix de référence devrait de préférence être fondé sur les statistiques pour les contrats conclus en 2001-2002, et non pour les contrats qui étaient simplement en vigueur à cette époque-là.

Dans ces circonstances, il convient tout d’abord de noter que les prix fixés à Nord Pool semblent être moins pertinents étant donné qu’ils reflètent les prix des contrats financiers d’une durée d’un an. Les contrats financiers ne concernent pas les quantités physiques d’énergie, mais garantissent à l’acheteur une certaine quantité d’énergie à un prix convenu pour une période déterminée dans le futur. L’énergie électrique devra être physiquement échangée sur le marché au comptant avant la signature du contrat. Les contrats financiers sont des actes destinés à garantir le prix pour les futurs besoins énergétiques (31). En conséquence, ils sont négociés dans des conditions différentes et ils se différencient du contrat en question, qui concerne une quantité physique d’énergie produite par une centrale électrique particulière. L’Autorité pense donc que les prix sur le marché financier ne sont pas nécessairement directement comparables au prix convenu entre Becromal et la municipalité de Notodden.

Le tableau 24 ci-dessus indique les prix de tous les contrats qui étaient en vigueur l’année en question. De même, le tableau 7 («Séries chronologiques couvrant les prix trimestriels et annuels de l’énergie électrique sur le marché de gros, hors taxes, en øre/kWh») indique les prix des contrats «temps plein». L’idéal serait de comparer le prix payé par Becromal aux prix fixés dans les contrats conclus en 2001, plutôt qu’aux prix établis dans tous les contrats en vigueur à cette époque. Toutefois, l’Autorité ne dispose pas de ce type d’informations. Même si les prix des nouveaux contrats à prix fixe conclus les trois derniers mois (la dernière ligne du tableau 7) reflètent effectivement les prix des nouveaux contrats, ces statistiques ne font pas la distinction entre les contrats «temps plein» et «à la carte». Étant donné qu’en règle générale, les contrats «temps plein» fixent un prix un peu plus bas que le prix établi dans les contrats «à la carte» figurant ailleurs dans le tableau, les prix des nouveaux contrats auraient probablement eux aussi été légèrement inférieurs si les contrats «temps plein» avaient été indiqués séparément. En outre, il semble que l’Office central de la statistique de Norvège ne dispose pas de données suffisantes concernant les prix pour ce type de contrats pour la période comprise entre le troisième trimestre de l’année 2001 et le troisième trimestre de l’année 2003, car aucun prix n’est inclus dans le tableau pour cette période.

En conclusion, l’Autorité estime qu’aucun prix indiqué dans ces statistiques n’est adapté pour établir précisément le prix du marché de ce type de contrat conclu à l’époque. Dans le même temps, les prix des contrats bilatéraux d’une durée d'un à cinq ans (32) figurant dans le tableau 24, les prix des contrats à prix fixe, «temps plein», indiqués dans le tableau 7 et les prix des nouveaux contrats à prix fixe indiqués dans le même tableau concernent le même type d’accords ou un type d’accords similaire. Ces prix sont donc pertinents pour établir le prix du marché dans le cas de l’accord conclu avec Becromal. Ces données relatives aux prix, considérées dans leur ensemble, peuvent fournir une fourchette de prix, qui, selon l’Autorité, pourrait donner une indication utile sur le prix du marché.

Dans le tableau 24, les prix pour des contrats d'un à cinq ans qui étaient en vigueur en 2001 et 2002 s’élevaient respectivement à 13,6 øre/kWh et à 17,3 øre/kWh. Pour des contrats de plus de cinq ans, les prix étaient respectivement de 10,5 øre/kWh et de 10,4 øre/kWh. Le tableau 7 montre que les prix des contrats à prix fixe, «temps plein» en vigueur pendant le deuxième trimestre de 2001 et de 2002, étaient respectivement de 12,1 øre/kWh et de 14,6 øre/kWh. Enfin, le prix des nouveaux contrats à prix fixe conclus au cours du deuxième trimestre de 2001 était de 15,6 øre/kWh. Bien que ces prix diffèrent quelque peu et qu’il soit difficile de les comparer directement, il semblerait que le prix fixé dans l’accord de Becromal, à savoir 13,5 øre/kWh, rentre dans la fourchette de prix qui peut être établie sur la base de ces données relatives aux prix. De plus, compte tenu des différences significatives observées d’un trimestre à l’autre au niveau de certaines données relatives aux prix (voir le tableau 7), il semble que le marché ait été caractérisé par un certain degré d’incertitude.

Afin d’établir que le prix fixé dans le contrat conférait un avantage à Becromal au sens des règles en matière d’aides d’État, l’Autorité doit démontrer que la différence de prix par rapport au prix du marché établi est suffisante pour justifier cette conclusion (33). Comme décrit ci-dessus, il n’est pas possible d’établir le prix exact du marché pour le contrat au moment de sa conclusion. Cependant, la situation générale des prix durant la période concernée, et notamment le prix des contrats de gros d’une durée d'un à cinq ans en 2001 (13,6 øre/kWh, tableau 23), le prix des contrats à prix fixe, «temps plein» au cours du deuxième trimestre de 2001 (12,1 øre/kWh, tableau 7) et le prix des nouveaux contrats à prix fixe conclus au cours du deuxième trimestre de 2001 (15,6 øre/kWh, tableau 7) donnent une bonne indication de la fourchette de prix du marché. De plus, comme indiqué ci-dessus, le prix établi dans les contrats de plus de cinq ans était de 10,5 øre/kWh en 2001. Dans l’accord initial, le prix convenu s’élevait à 13,5 øre/kWh. À la lumière des tendances générales en matière de prix durant la période concernée, comme décrit ci-dessus, et en particulier des prix apparemment les plus comparables, l’Autorité considère que le prix fixé dans le contrat ne semble pas s’écarter suffisamment du prix probable du marché pour qu’elle puisse conclure que le contrat a conféré un avantage économique à Becromal.

En ce qui concerne la prorogation de l’accord, l’Autorité croit savoir que la clause 7 de l’accord initial confère à Becromal le droit légal de proroger le contrat du 1er avril 2006 au 31 mars 2007 dans les conditions établies dans ladite clause. Cette clause, incluse dans l’accord initial, a été conclue et rendue obligatoire pour les parties en 2001/2002. À défaut, les parties auraient pu choisir de conclure un contrat de six ans au lieu de cinq au prix de 13,5 øre/kWh. Cela étant, l’Autorité estime que le prix pour la période de prorogation devrait être évalué dans le cadre de l’accord initial, c’est-à-dire au regard du prix du marché pour des contrats bilatéraux à long terme conclus en 2001/2002. Comme indiqué ci-dessus, les prix, pendant la période de prorogation du contrat, étaient de 15,21 øre/kWh et de 14,20 øre/kWh en fonction de la saison. Ces prix, bien qu’ils soient supérieurs au prix fixé dans le contrat initial à 13,5 øre/kWh, ne s’écartent pas suffisamment, conformément aux arguments invoqués ci-dessus, de la fourchette de prix du marché raisonnables pour considérer qu’il y a eu un avantage économique.

Dans ce contexte, l’Autorité conclut que l’accord signé avec Becromal n’a pas conféré d’avantage à Becromal au sens de l’article 61, paragraphe 1, de l’accord EEE.

2. Conclusion

Eu égard aux éléments qui précèdent, l’Autorité considère que l’accord conclu entre la municipalité de Notodden et Becromal Norway AS pour la période du 14 mai 2001 au 31 mars 2006, ainsi que sa prorogation du 1er avril 2006 au 31 mars 2007, ne constituent pas une aide d’État au sens de l’article 61, paragraphe 1, de l’accord EEE.

A ARRÊTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION:

Article premier

L’Autorité de surveillance AELE considère que le contrat conclu entre Becromal Norway AS et la municipalité de Notodden en vigueur du 14 mai 2001 au 31 mars 2006, ainsi que sa prorogation jusqu’au 31 mars 2007, ne constituent pas une aide d’État au sens de l’article 61 de l’accord EEE.

Article 2

Le Royaume de Norvège est destinataire de la présente décision.

Article 3

Le texte en langue anglaise est le seul faisant foi.

Fait à Bruxelles, le 8 juillet 2009. Par l’Autorité de surveillance AELE Per SANDERUD Président Kristján A. STEFÁNSSON Membre du Collège

(1) Ci-après dénommée «l’Autorité».

(2) Ci-après dénommé «l’accord EEE».

(3) Ci-après dénommé «l’accord Surveillance et Cour de justice».

(4) Ci-après dénommé «protocole 3».

(5) JO C 96 du 17.4.2008, p. 21, et supplément EEE no 20 du 17.4.2008, p. 36.

(6) JO C 96 du 17.4.2008, p. 21, et supplément EEE no 20 du 17.4.2008, p. 36.

(7) Ces dispositions prévoient: «La licence stipule que le concessionnaire cède aux comtés et aux municipalités dans lesquels la centrale électrique est implantée jusqu’à 10 % de l’augmentation de l’énergie hydraulique obtenue pour chaque chute d’eau, calculée conformément aux règles énoncées à la section 11, sous-section 1 (voir section 2, troisième paragraphe). Le ministère compétent décidera de la quantité cédée et de sa distribution sur la base des besoins généraux du comté ou de la municipalité en énergie électrique. Le comté ou la municipalité peut utiliser librement l’énergie fournie. […] Le prix de l’électricité [pour la municipalité] est fixé sur la base du coût moyen pour un échantillon représentatif de centrales hydroélectriques dans tout le pays. Les taxes calculées sur les bénéfices réalisés dans le cadre de la production d’électricité qui dépassent le taux de rentabilité normal ne sont pas incluses dans le calcul de ce coût. Chaque année, le ministère fixe le prix de l’électricité fournie par la sous-station de transmission de la centrale électrique. Les dispositions des première et troisième phrases ne s’appliquent pas aux licences valables avant l’entrée en vigueur de la loi no 2 du 10 avril 1959.» (Traduit du norvégien vers l’anglais par le ministère norvégien du pétrole et de l’énergie.)

(8) Les «coûts individuels» de la centrale sont calculés conformément aux dispositions légales applicables jusqu’en 1959. En vertu de ces dispositions, on entend par coûts individuels les coûts de production de la centrale comprenant un intérêt de 6 % sur les coûts initiaux, plus une marge de 20 %, divisés par la production annuelle moyenne pendant la période 1970-1999. Voir KTV-Notat no 53/2001 du 24 août 2001, document no 455241.

(9) KTV-Notat no 53/2001, cité ci-dessus.

(10) Voir la réponse de la Norvège à la question 4 dans la seconde demande d’information, document no 449660.

(11) Annexe du document no 449660.

(12) Annexe de la réponse de la Norvège du 9 juillet 2007, document no 428860.

(13) L’Autorité n’est en possession d’aucune copie de cet accord de prorogation.

(14) Document no 521513, courrier électronique daté du 11 juin 2009.

(15) Annexe de la réponse de la Norvège du 9 juillet 2007, document no 428860.

(16) Voir les annexes de la réponse de la Norvège du 9 juillet 2007, document no 428860.

(17) Voir la réponse de la Norvège à la seconde demande d’information de l’Autorité, document no 449660.

(18) Voir le tableau actualisé à l’adresse suivante: http://www.ssb.no/english/subjects/10/08/10/elektrisitetaar_en/tab-2008-05-30-23-en.html/.

(19) Voir les affaires jointes 67/85, 68/85 et 70/85, Kwekerij Gebroeders van der Kooy BV et autres/Commission, Recueil 1988, p. 219, point 28.

(20) Pour de plus amples explications, voir: http://www.nordpoolspot.com/trading/The_Elspot_market/.

(21) Voir par analogie les lignes directrices de l’Autorité sur l’application aux entreprises publiques du secteur manufacturier des dispositions relatives aux aides d’État, paragraphe 5, points 1 et 3.

(22) http://www.ssb.no/english/subjects/10/08/10/elektrisitetaar_en/tab-2009-05-28-23-en.html/.

(23) Document no 495870.

(24) Document no 503107, Redegjørelse SSB.

(25) Seules les colonnes et les lignes concernant les prix et les périodes les plus pertinents ont été incluses dans le tableau. La version intégrale peut être consultée à l’adresse suivante: http://www.ssb.no/english/subjects/10/08/10/elkraftpris_en/arkiv/tab-2009-04-06-07-en.html/.

(26) La clause 2 du contrat stipule que les quantités d’électricité sont réparties de manière régulière pour chaque année afin que, à tout moment de chaque année civile, on obtienne le même effet.

(27) Document no 521166, courrier électronique de l’Office central de la statistique de Norvège daté du 5 juin 2009. Le contraire du contrat «temps plein» est le contrat «à la carte», c’est-à-dire un contrat permettant à l’utilisateur de choisir à tout moment la quantité d’électricité qu’il souhaite utiliser.

(28) Documents no 521164 et no 521163.

(29) Voir tableau 19: Prix moyens pondérés pour la fourniture de l’électricité et la location du réseau, hors TVA, 1997-2007, en øre/kWh, http://www.ssb.no/english/subjects/10/08/10/elektrisitetaar_en/tab-2009-05-28-19-en.html/.

(30) Document no 495870, courrier électronique de l’Office central de la statistique de Norvège daté du 8 octobre 2008.

(31) Les caractéristiques de base du marché financier de l’énergie sont décrites sur le site web de Nord Pool: http://www.nordpoolspot.com/en/PowerMaket/The-Nordic-model-for-a-liberalised-power-market/The-financial-market/.

(32) En comptant l’accord de prorogation, le contrat a une durée de six ans pratiquement. Toutefois, l’Autorité suppose que le contrat peut davantage être comparé à d’autres contrats dont la durée est comprise entre un et cinq ans, étant donné que tous les contrats de plus de cinq ans sont regroupés, y compris les contrats de très longue durée (par exemple plus de vingt ans).

(33) Voir par analogie les déclarations du Tribunal de première instance dans les affaires relatives à la vente de biens immobiliers: affaire T-274/01, Valmont, Recueil 2004, p. II-3145, point 45, et affaires jointes T-127/99, T-129/99 et T-148/99, Diputación Foral de Alava, Recueil 2002, p. II-1275, point 85 (ce point n’a pas été contesté).