CELEX: 32017D1592
Language: fr
Date: 2017-05-15 00:00:00
Title: Décision (UE) 2017/1592 de la Commission du 15 mai 2017 concernant la mesure SA.35429 — 2017/C (ex 2013/NN) mise en œuvre par le Portugal relative à la prolongation de l'utilisation des ressources hydrauliques publiques pour la production hydroélectrique [notifiée sous le numéro C(2017) 3110] (Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE. )

21.9.2017   
            
            
               FR
            
            
               Journal officiel de l'Union européenne
            
            
               L 243/5
            
         DÉCISION (UE) 2017/1592 DE LA COMMISSION
   du 15 mai 2017
   concernant la mesure SA.35429 — 2017/C (ex 2013/NN) mise en œuvre par le Portugal relative à la prolongation de l'utilisation des ressources hydrauliques publiques pour la production hydroélectrique
   
      
         [notifiée sous le numéro C(2017) 3110]
      
   
   (Le texte en langue portugaise est le seul faisant foi)
   (Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)
   LA COMMISSION EUROPÉENNE,
   vu le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, et notamment son article 108, paragraphe 2, premier alinéa,
   vu l'accord sur l'Espace économique européen, et notamment son article 62, paragraphe 1, point a),
   après avoir invité les parties intéressées à présenter leurs observations conformément à l'article 108, paragraphe 2, du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne et compte tenu de ces observations,
   considérant ce qui suit:
   1.   PROCÉDURE
   
   
               (1)
            
            
               Le 18 septembre 2012, la Commission a reçu une plainte déposée par des particuliers à titre individuel contre une aide d'État présumée illégale accordée par le Portugal à EDP — Energias de Portugal, SA (1). (ci-après «EDP»), relative à des coûts échoués au Portugal et à la prolongation de l'utilisation des ressources hydrauliques publiques pour la production hydroélectrique.
            
         
               (2)
            
            
               Le 30 octobre 2012, la Commission a communiqué la plainte susmentionnée aux autorités portugaises et a demandé des informations additionnelles, que le Portugal a transmises par lettre du 8 janvier 2013. Le 25 janvier 2013 a eu lieu une réunion avec les autorités portugaises. Le Portugal a communiqué des informations complémentaires le 7 mars 2013.
            
         
               (3)
            
            
               Par lettre du 18 septembre 2013, la Commission a notifié à la République portugaise sa décision d'ouvrir la procédure formelle d'examen prévue à l'article 108, paragraphe 2, du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne (TFUE), uniquement pour la prolongation de l'utilisation des ressources hydrauliques publiques pour la production hydroélectrique.
            
         
               (4)
            
            
               La Commission a reçu les observations du Portugal le 21 octobre 2013 et le rectificatif pertinent a été adopté le 29 janvier 2014.
            
         
               (5)
            
            
               La décision de la Commission d'ouvrir la procédure formelle d'enquête (2) (ci-après la «décision d'ouverture de la procédure») a été publiée au Journal officiel de l'Union européenne le 16 avril 2014.
            
         
               (6)
            
            
               En mai 2014, la Commission a reçu des observations de tiers.
            
         
               (7)
            
            
               Le Portugal a envoyé sa réponse à ces observations le 3 juillet 2014.
            
         
               (8)
            
            
               Par lettre du 15 avril 2016, la Commission a demandé des renseignements complémentaires. Le Portugal a envoyé sa réponse le 19 août 2016.
            
         
               (9)
            
            
               La présente décision clôt la procédure formelle d'enquête, entamée en vertu de l'article 108 du TFUE. Elle n'évalue pas la conformité de la mesure à d'autres dispositions du droit de l'Union européenne et, notamment, aux règles de l'Union européenne en matière de passation de marchés publics et en matière d'ententes, reposant sur les articles 106 et 102 du TFUE.
            
         2.   DESCRIPTION DE LA MESURE
   
   2.1.   Le marché de l'énergie au Portugal
   
   
               (10)
            
            
               Avant la libéralisation du marché de l'électricité au Portugal intervenue en 2007, l'électricité produite dans ce pays était non pas directement vendue sur le marché, mais achetée par l'opérateur public du réseau électrique, à savoir Rede Elétrica Nacional, SA (ci-après «REN»), sur la base d'accords d'achat d'électricité (ci-après les «AAE») négociés à long terme. Conformément à ces AAE, REN était obligée d'acheter une quantité garantie d'électricité aux producteurs autorisés, à un prix garanti couvrant des éléments de coûts clairement identifiés, pendant une période de temps garantie, à savoir jusqu'en 2027.
            
         2.2.   Décision relative aux coûts échoués
   
   
               (11)
            
            
               Dans le cadre de l'application de la directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil (3), le Portugal a décidé de procéder à la résiliation anticipée des AAE et à leur remplacement par le paiement d'une compensation au titre des coûts échoués [mécanisme de coûts de maintien de l'équilibre contractuel (ci-après les «CMEC»)]. Le décret-loi portugais no 240/2004 du 27 décembre 2004 fixe les paramètres et la méthodologie de calcul des CMEC.
            
         
               (12)
            
            
               Le Portugal a notifié la mesure de compensation des coûts échoués le 1er avril 2004, sur la base de la communication de la Commission relative à la méthodologie d'analyse des aides d'État liées à des coûts échoués (4). Ces coûts échoués devaient être payés du fait de la résiliation anticipée des AAE conclus entre EDP et REN pour 34 centrales électriques, dont 27 centrales hydroélectriques, eu égard aux charges escomptées liées à des investissements antérieurs à la résiliation sur un marché libéralisé. La décision relative aux coûts échoués concerne également Tejo Energia et Turbogás. Le Portugal a notifié son intention d'accorder également des coûts échoués à Tejo Energia et à Turbogás. La mesure devait être financée par les recettes résultant d'une redevance imposée aux consommateurs finaux d'électricité, sur la base de la puissance souscrite.
            
         
               (13)
            
            
               En 2004, la Commission a approuvé la mesure de compensation des pertes potentielles de trois entreprises, au nombre desquelles l'opérateur établi (5), par la décision relative à l'aide d'État N 161/2004 — Coûts échoués sur le marché de l'électricité portugais (6).
            
         
               (14)
            
            
               Comme indiqué dans la décision de la Commission, la compensation des CMEC payée annuellement à EDP depuis juillet 2007 se compose de deux éléments, à savoir une partie fixe, correspondant à une partie du montant maximal annuel calculé au préalable, et une partie d'ajustement, qui tient compte de la valeur réelle de la différence entre les recettes et les dépenses effectives des centrales en question, calculée au niveau du groupe consolidé d'entreprises, à savoir, en l'espèce, EDP. Début 2018, année qui correspondra à la onzième année suivant la date de résiliation anticipée des AAE, un ajustement final du montant des CMEC sera calculé. Cet ajustement final sera calculé sur la base des recettes escomptées jusqu'à la fin 2027, à savoir la fin de l'application du mécanisme des CMEC, comme à la suite de la décision de la Commission.
            
         2.3.   Prolongation de la période de concession
   
   
               (15)
            
            
               L'accord de résiliation des AAE d'EDP relatif aux centrales hydroélectriques a été conclu en février 2005, après adoption du décret-loi no 240/2004. L'accord de résiliation des AAE comporte une clause à effets suspensifs sur la résiliation décidée. Cette clause subordonne la résiliation des AAE au droit d'utilisation des ressources hydrauliques publiques pendant une période au moins égale à la fin de vie des équipements et ouvrages d'ingénierie civile. Dans tous les cas, le droit d'utilisation des ressources hydrauliques publiques serait octroyé au producteur d'énergie, à savoir EDP, pour la même période.
            
         
               (16)
            
            
               Aux termes de la loi portugaise no 58/2005 du 29 décembre 2005 sur l'eau, et du décret-loi no 226-A/2007 du 31 mai 2007 relatif au régime d'utilisation des ressources hydrauliques, l'utilisation des ressources hydrauliques publiques pour la production d'électricité fait l'objet d'une concession. Le choix de l'entité titulaire de la concession devait être opéré conformément à l'une des procédures spécifiques prévues par la législation. En vertu des décrets-lois no 240/2004 et no 226-A/2007, au terme de la concession, les actifs liés à l'activité couverte par ladite concession reviennent gratuitement à l'État. Cependant, si l'entité titulaire de la concession a réalisé des investissements autorisés par l'entité concédante, n'ayant pas été récupérés et ne pouvant l'être, l'État peut rembourser au titulaire la valeur non récupérée ou prolonger la concession pendant la durée nécessaire à la récupération des investissements, sans toutefois que le délai total ne puisse excéder soixante-quinze ans (7).
            
         2.4.   Valeur de la prolongation des concessions hydroélectriques
   
   
               (17)
            
            
               En 2007, le Portugal a effectué trois études décrivant en détail le calcul de la valeur économique potentielle résultant de la prolongation. Les principales conclusions de ces études sont les suivantes:
               
                           a)
                        
                        
                           REN estime la valeur de la prolongation de la concession à 1 672 milliard d'EUR, sur la base d'un taux d'escompte unique de 6,6 %, correspondant à la valeur qu'EDP a communiquée en tant que coût moyen pondéré du capital (ci-après le «CMPC»);
                        
                     
                           b)
                        
                        
                           la Caixa Banco de Investimento estime que cette même valeur est comprise entre 650 et 750 millions d'EUR, sur la base de deux taux d'escompte: d'une part, la valeur résiduelle des AAE actualisée au taux de 4,57 %, résultant d'un écart de 50 points de base par rapport au taux de 4,05 % des obligations d'État à quinze ans, et, d'autre part, le flux de trésorerie disponible, reposant sur un facteur qui reflète le CMPC d'EDP fixé à 7,72 %, calculé au moyen d'un modèle d'évaluation des biens en capital alimenté par des données dérivées indirectement d'estimations des coûts du capital et du risque réalisées pour des opérateurs européens similaires;
                        
                     
                           c)
                        
                        
                           le Crédit Suisse First Boston (ci-après le «CSFB») estime la valeur à 704 millions d'EUR, sur la base d'un prix de l'électricité fixé à 50 EUR par mégawattheure (MWh) avec actualisation à des taux d'escompte de 7,89 % pour le CMPC et de 4,55 % pour la valeur résiduelle, respectivement. Comme dans l'estimation de la Caixa Banco de Investimento, le taux du CMPC est basé sur un modèle d'évaluation des biens en capital alimenté par des données dérivées indirectement d'estimations des coûts du capital et du risque réalisées pour des opérateurs européens similaires.
                        
                     
         
               (18)
            
            
               Le décret-loi no 226-A/2007 a établi une base juridique pour les clauses suspensives des AAE, étant donné qu'il prolonge la durée des droits d'utilisation des ressources hydrauliques publiques détenues par les centrales hydroélectriques exploitées par EDP dont les AAE ont pris fin en vertu du décret-loi no 240/2004.
            
         
               (19)
            
            
               En vertu de l'article 91, paragraphe 6, du décret-loi no 226-A/2007, la transmission de droits en faveur de producteurs d'électricité (EDP, en l'espèce) était sujette au paiement d'un montant reflétant un équilibre économique et financier. Ainsi que défini à l'article 92, paragraphe 1, du décret-loi no 226-A/2007, ce montant correspond, pour chaque centrale électrique, à la différence entre la valeur de marché de son exploitation jusqu'au terme du délai prolongé exprimée en flux de trésorerie et la valeur résiduelle de l'investissement, telle qu'établie dans l'AAE, actualisées aux taux d'escompte adéquats pour chacune des deux composantes du prix. Cette disposition entendait éviter que la transaction soit traitée comme un investissement unique en termes financiers, étant donné que des taux d'intérêt différents sont appliqués pour établir la valeur actualisée:
               
                           a)
                        
                        
                           de la valeur résiduelle (à payer à EDP);
                        
                     
                           b)
                        
                        
                           des flux de trésorerie disponibles d'EDP, résultant des ventes subséquentes d'électricité générée par les centrales hydroélectriques (à payer au Portugal par EDP et, en dernière instance, par les consommateurs).
                        
                     
         
               (20)
            
            
               Conformément aux dispositions du décret-loi no 226-A/2007, EDP a payé à l'État portugais la somme de 759 millions d'EUR au titre de l'équilibre économique et financier de la prolongation de l'ensemble des 27 concessions des centrales hydroélectriques. Ce montant inclut la somme de 55 millions d'EUR, correspondant à la taxe sur les ressources hydrauliques. Il s'ensuit que le montant net de la redevance payée par EDP s'est élevé à 704 millions d'EUR.
            
         2.5.   La plainte
   
   
               (21)
            
            
               La plainte reçue en septembre 2012 soutenait que le Portugal aurait accordé à EDP des aides d'État illégales, incompatibles avec le marché intérieur, résultant des deux mesures distinctes suivantes:
               
                           a)
                        
                        
                           la compensation des coûts échoués supportés par EDP avant la libéralisation du marché de l'électricité, que la Commission a approuvée dans sa décision relative à l'aide d'État N 161/2004 — Coûts échoués sur le marché de l'électricité portugais [comme indiqué au considérant 12 (8)]: l'auteur de la plainte prétend qu'en raison de la modification des circonstances depuis l'adoption de la décision de la Commission, ainsi que de l'incompatibilité avec les conditions établies dans la communication de la Commission relative à la méthodologie d'analyse des aides d'État liées à des coûts échoués (9), l'aide approuvée en 2004 a cessé d'être compatible avec les règles de l'Union en matière d'aides d'État;
                        
                     
                           b)
                        
                        
                           le faible prix payé par EDP au Portugal en 2007 pour la prolongation sans appel d'offres de la durée des concessions du droit d'utilisation des ressources hydrauliques publiques pour la production hydroélectrique ayant privé l'État de revenus au profit d'EDP.
                        
                     
         2.6.   La décision d'ouverture de la procédure
   
   
               (22)
            
            
               Dans la décision d'ouverture de la procédure, la Commission a rejeté la partie de la plainte relative à la compensation des coûts échoués et a conclu qu'aucun motif ne permettait de déclarer l'aide incompatible avec le marché intérieur.
            
         
               (23)
            
            
               La Commission a néanmoins émis des doutes concernant l'éventuelle aide d'État à EDP dans le cadre de la mise en œuvre du régime relatif à l'utilisation des ressources hydrauliques. La Commission a conclu à titre préliminaire dans sa décision d'ouverture de la procédure que le montant potentiellement peu élevé payé par EDP pour la prolongation du droit d'utiliser des ressources hydrauliques publiques en application du décret-loi no 226-A/2007 semblerait, s'il était confirmé, avoir conféré un avantage économique sélectif à EDP.
            
         
               (24)
            
            
               Quant à la compatibilité, la Commission a émis des doutes, durant cette phase, concernant l'existence d'une base juridique adéquate étayant la compatibilité avec le marché intérieur de l'éventuelle aide d'État accordée à EDP.
            
         2.6.1.   Absence d'appel d'offres
   
   
               (25)
            
            
               Premièrement, la Commission a fait remarquer que l'adjudication de l'utilisation des ressources hydrauliques publiques en régime de concession en vue de la prestation d'un service sur un marché peut ne pas conférer un avantage économique au bénéficiaire, si cette concession a été accordée dans le cadre d'un appel d'offres public non discriminatoire auquel a participé un nombre suffisant d'opérateurs intéressés. En l'espèce, cependant, les accords de résiliation des AAE ont prolongé de facto de près de vingt-cinq ans en moyenne le droit exclusif d'EDP à exploiter les centrales électriques en cause sans aucune procédure d'appel d'offres. En effet, l'organisation d'un appel d'offres a été vidée de sa substance par les clauses suspensives des 27 accords de résiliation des AAE conclus entre REN et EDP.
            
         
               (26)
            
            
               Vu l'importance de la part du marché portugais représentée par les centrales électriques (27 %), la position d'EDP sur le marché portugais de la production d'électricité et de la vente de gros (55 %) et l'intérêt spécifique des centrales hydroélectriques dans un portefeuille de production d'électricité, la Commission a considéré que ces clauses suspensives peuvent avoir déclenché un effet d'exclusion durable du marché de concurrents potentiels qui auraient pu répondre à l'appel d'offres. Par conséquent, un avantage économique bénéficiant indûment à EDP serait établi si l'appel d'offres devait déboucher sur un prix plus élevé que celui payé par EDP, net de la valeur résiduelle due à cette entreprise.
            
         2.6.2.   Études économiques étayant l'estimation du prix de la transaction
   
   
               (27)
            
            
               Deuxièmement, dans sa décision d'ouverture de la procédure, la Commission a considéré qu'en l'absence d'appel d'offres, la deuxième meilleure solution aurait pu être une négociation dans des conditions normales de concurrence entre les autorités portugaises et EDP. En sa qualité d'opérateur du marché, le Portugal se devait d'obtenir un profit élevé sur les biens publics concédés. Dans cette optique, la négociation menée avec EDP basée sur l'évaluation réalisée en 2007 (10) aurait été la plus avantageuse pour le Portugal, à savoir l'évaluation proposée par REN.
            
         
               (28)
            
            
               Comme indiqué au considérant 44 de la décision d'ouverture de la procédure, le Portugal a convenu d'un prix final correspondant à quasiment la moitié du prix estimé par REN. Si l'évaluation proposée par REN était la plus rigoureuse, il semble peu plausible que l'État ait agi en tant qu'opérateur de marché dans le cadre des négociations menées avec EDP.
            
         2.6.3.   Méthodologie financière appliquée dans la fixation du prix de la transaction
   
   
               (29)
            
            
               Troisièmement, des doutes ont été émis quant à la méthodologie appliquée pour fixer le prix de la transaction. La méthode établie par le décret-loi no 226-A/2007 suit de près l'approche proposée par la Caixa Banco de Investimento, reposant sur deux taux d'escompte (11).
            
         
               (30)
            
            
               La Commission a émis des doutes sur le fait que la non-utilisation du même taux d'escompte, basé uniquement sur le coût du capital d'EDP, comme proposé par REN, puisse entraîner un avantage économique en faveur d'EDP. La Commission a souligné que, si le taux utilisé pour actualiser la valeur résiduelle et les flux de trésorerie disponibles avait été un seul et unique taux de CMPC, basé sur le coût du capital typique d'un producteur d'électricité européen (7,55 %), EDP aurait dû payer 1 340 milliard d'EUR, soit 581 millions d'EUR de plus que ce qu'elle a réellement payé.
            
         
               (31)
            
            
               Par conséquent, la Commission a considéré dans sa décision d'ouverture de la procédure que, vu le choix des autorités portugaises de prolonger les concessions au profit exclusif d'EDP, sans procéder à un appel d'offres ouvert à d'autres concurrents, l'utilisation d'un taux d'escompte reposant sur le CMPC réel d'EDP aurait pu être plus adéquate, afin de refléter le coût réel du capital. REN a indiqué que le CMPC réel d'EDP en 2007 était de 6,6 %. Dès lors, l'utilisation de ce taux au lieu des 7,55 % pourrait être adéquate. De ce fait, la Commission a conclu que l'existence d'un avantage économique ayant indûment profité à EDP peut être établie.
            
         3.   OBSERVATIONS PRÉSENTÉES PAR LES PARTIES INTÉRESSÉES
   
   
               (32)
            
            
               Durant l'enquête formelle, la Commission a reçu des observations émanant des auteurs de la plainte et d'EDP.
            
         
               (33)
            
            
               Les auteurs de la plainte considèrent que par la prolongation des concessions EDP a bénéficié d'aides d'État. Selon eux, la mesure était destinée à compenser la perte de recettes.
            
         
               (34)
            
            
               Dans sa réponse du 19 mai 2014, EDP considère au contraire que la mesure ne constitue nullement une aide d'État. En premier lieu, EDP affirme n'avoir tiré aucun avantage économique de la reconnaissance en 2007 du droit d'utilisation des ressources hydrauliques publiques jusqu'à la fin de la durée de vie de l'équipement des 27 centrales hydroélectriques couvertes par un AAE, étant donné que ce droit a été accordé dans des conditions de marché normales.
            
         
               (35)
            
            
               Selon EDP, l'existence d'un avantage économique peut être exclue à partir du moment où l'État agit en tant que vendeur privé dans une transaction conclue dans des conditions de concurrence normales sur un marché ouvert et essaie d'obtenir le meilleur prix pour le bien en question.
            
         
               (36)
            
            
               EDP affirme qu'elle était habilitée à toucher la valeur résiduelle des centrales hydroélectriques dès lors que les AAE prenaient fin avant le terme de la durée de vie des centrales. Par conséquent, il n'était économiquement pas viable pour l'État de lancer un appel d'offres public en 2007 pour l'attribution de nouvelles concessions sur les ressources hydrauliques.
            
         
               (37)
            
            
               EDP considère que, si l'État avait essayé d'obtenir une valeur plus élevée que celle fixée par les études indépendantes, EDP aurait décidé de ne pas prolonger le droit d'utilisation des ressources hydrauliques et de toucher immédiatement la valeur résiduelle des centrales électriques, comme elle en avait le droit.
            
         
               (38)
            
            
               En outre, EDP considère que l'étude réalisée par REN concernant la valeur économique de la prolongation des concessions repose sur des hypothèses économiques et financières inadéquates, qui réduisent significativement la valeur des droits, ce qui implique qu'EDP n'aurait jamais accepté les conclusions de ces études aux fins d'une «négociation bilatérale».
            
         
               (39)
            
            
               Par conséquent, EDP affirme que la fixation unilatérale de la valeur de la prolongation des concessions sur la base d'une méthodologie d'évaluation objective suffit à prévenir l'existence d'un avantage économique.
            
         
               (40)
            
            
               En second lieu, EDP affirme encore que la méthodologie établie par le décret-loi no 226-A/2007 est objective et repose sur des principes de calcul économique généralement acceptés. Son application permet de réaliser des calculs de compensation cohérents, justifiables et non arbitraires.
            
         
               (41)
            
            
               En ce qui concerne les taux d'escompte adéquats devant être utilisés dans le cadre des flux financiers de chacune des centrales, aussi bien la Caixa Banco de Investimento que le CSFB ont conclu que le taux d'escompte de la valeur résiduelle des centrales devait intégrer le risque contractuel inhérent. EDP a ajouté que depuis leur entrée en vigueur en 1995 tous les AAE avaient déjà conféré à EDP le droit à percevoir de REN la valeur résiduelle de la centrale en cas de cessation du contrat avant son terme. Si EDP ne souhaitait pas obtenir une prolongation de son droit d'utilisation des ressources hydrauliques publiques, elle pouvait toucher de REN la valeur résiduelle à la date de résiliation de chaque AAE.
            
         
               (42)
            
            
               En outre, EDP explique que la valeur résiduelle récupérable des centrales hydroélectriques est en réalité une créance détenue par EDP sur l'État à travers REN, depuis l'entrée en vigueur des AAE en 1995. REN est une entreprise contrôlée par l'État portugais. Par conséquent, le risque d'inexécution de ses obligations doit être mis en relation avec le risque associé à la dette de l'État. EDP conclut que le taux d'escompte pertinent applicable à l'actualisation de cette valeur doit uniquement tenir compte du risque associé à l'inexécution de l'obligation à laquelle REN est soumise.
            
         4.   OBSERVATIONS ET RÉPONSES DU PORTUGAL
   
   
               (43)
            
            
               Le Portugal a répondu aux observations des parties intéressées, mais s'est concentré sur la question des coûts échoués, à propos de laquelle la Commission n'avait émis aucun doute.
            
         
               (44)
            
            
               En avril 2016, la Commission a demandé des informations additionnelles au Portugal. Le Portugal y a répondu le 16 avril 2016 et a présenté des éclaircissements juridiques concernant les dispositions du décret-loi no 240/2004 et les annexes des contrats de concession.
            
         5.   APPRÉCIATION DE LA MESURE
   
   5.1.   Existence d'une aide
   
   
               (45)
            
            
               En vertu de l'article 107, paragraphe 1, du TFUE, «sont incompatibles avec le marché intérieur, dans la mesure où elles affectent les échanges entre États membres, les aides accordées par les États ou au moyen de ressources d'État sous quelque forme que ce soit qui faussent ou menacent de fausser la concurrence en favorisant certaines entreprises ou certaines productions».
            
         
               (46)
            
            
               Afin de pouvoir apprécier l'existence d'une aide d'État, la Commission doit déterminer si les conditions cumulatives prévues à l'article 107, paragraphe 1, du TFUE (transfert de ressources d'État, imputabilité de l'État, avantage sélectif, risque de distorsion de la concurrence et affectation des échanges dans l'Union) sont remplies pour la mesure analysée.
            
         5.1.1.   Imputabilité
   
   
               (47)
            
            
               En ce qui concerne l'imputabilité, lorsqu'une autorité publique accorde un avantage à un bénéficiaire, la mesure est, par définition, imputable à l'État.
            
         
               (48)
            
            
               La prolongation du droit d'utilisation des ressources hydrauliques publiques pour la production d'énergie hydroélectrique au profit d'EDP, en sa qualité d'entité sous-titulaire de la concession accordée à REN, découle de l'application du décret-loi no 226-A/2007 relatif au régime d'utilisation des ressources hydrauliques. Les dispositions dudit décret-loi fixent également les règles devant être appliquées par l'État pour la détermination du paiement dû par EDP en contrepartie des bénéfices économiques de la prolongation. Le décret-loi no 226-A/2007 est un acte public adopté et approuvé par les autorités portugaises. Il s'ensuit que les mesures d'aides d'État éventuellement contenues dans cet acte seraient imputables à la République portugaise.
            
         5.1.2.   Ressources d'État
   
   
               (49)
            
            
               En ce qui concerne la classification de ressource d'État, l'octroi d'un accès au domaine public ou à des ressources naturelles ou la concession de droits spéciaux ou exclusifs en l'absence d'une rémunération adéquate conforme aux prix du marché peut supposer un abandon de ressources d'État (12).
            
         
               (50)
            
            
               Conformément à la loi no 58/2005 relative à l'eau et au décret-loi no 226-A/2007, les ressources hydrauliques présentes sur le territoire portugais appartiennent à l'État portugais et ne peuvent être privatisées ni détenues par des personnes privées ou morales. Il s'ensuit qu'en principe, les bénéfices économiques tirés de l'utilisation des ressources hydrauliques publiques proviennent de ressources d'État, au sens de l'article 107, paragraphe 1, du TFUE.
            
         
               (51)
            
            
               Les ressources naturelles dont la valeur est immatérielle, telles que l'eau ou l'air, peuvent être nécessaires et, parfois, essentielles aux citoyens. Cependant, si leur exploitation n'est pas commercialisable et/ou si aucune valeur économique n'est attribuée à leur utilisation, ces ressources ne constituent pas nécessairement un instrument pour l'attribution des bénéfices économiques auxquels l'article 107, paragraphe 1, du TFUE se réfère, et elles peuvent dès lors échapper à la classification de ressources d'État. En l'espèce, la mesure consiste en l'octroi d'un droit d'utilisation des ressources hydrauliques relevant du domaine public. L'existence d'un prix pour la transaction révèle qu'une valeur économique est attribuée à ce droit. Par conséquent, la Commission conclut que la mesure concerne des ressources d'État.
            
         
               (52)
            
            
               L'article 9 de la directive 2000/60/CE du Parlement européen et du Conseil (13), qui établit un cadre pour une politique communautaire dans le domaine de l'eau, définit le principe de la récupération des coûts des services liés à l'utilisation de l'eau, des incitants adéquats dans les politiques de tarification de l'eau incitant les usagers à utiliser les ressources de façon efficace et une contribution adéquate du secteur industriel, entre autres. Ces dispositions du droit de l'Union européenne reconnaissent une valeur économique aux différentes utilisations de l'eau. En outre, dans le cas du Portugal, les dispositions de l'article 91 du décret-loi no 226-A/2007 établissent également que l'utilisation des ressources hydrauliques publiques pour la production d'électricité a une valeur économique quantifiable et commercialisable en vertu de la législation portugaise.
            
         
               (53)
            
            
               Il s'ensuit que la prolongation du droit d'utilisation des ressources hydrauliques pour la production d'énergie hydroélectrique au profit d'EDP, en sa qualité d'entité sous-titulaire de la concession octroyée à REN, comme établi par le décret-loi no 226-A/2007, implique manifestement des ressources d'État au sens de l'article 107, paragraphe 1, du TFUE.
            
         5.1.3.   Absence d'avantage
   
   
               (54)
            
            
               Il est possible d'établir si une transaction est conforme aux conditions de marché sur la base d'une méthode d'évaluation normalisée et communément acceptée (14). Cette méthode doit être basée sur les données fiables, vérifiables et objectives disponibles (15), qui doivent être suffisamment détaillées et refléter la situation économique au moment où la transaction a été décidée, en tenant compte du niveau de risque et des attentes futures (16).
            
         
               (55)
            
            
               Dans sa décision d'ouverture de la procédure, la Commission s'est inquiétée du fait que la valeur économique de la prolongation des concessions, évaluée en 2007, ait été sous-estimée en raison de l'utilisation de différents taux d'escompte appliqués à ses deux composantes, à savoir la valeur résiduelle des actifs non amortis et les flux de trésorerie disponibles générés par l'exploitation des centrales.
            
         
               (56)
            
            
               Le prix estimé de la prolongation fixé en 2007 s'élève à 704 millions d'EUR (net d'impôts déduits pour un montant de 55 millions d'EUR) et comporte deux composantes. En premier lieu, il est composé des flux de trésorerie disponibles actualisés résultant de l'exploitation des centrales au cours de la période 2020-2044 (17) (2 115 milliards d'EUR actualisés en 2007). En second lieu, il est composé de la valeur nette actualisée en 2007 de la valeur résiduelle (1 356 milliard d'EUR actualisés en 2007). Il convient de souligner qu'EDP aurait été habilitée à récupérer la valeur de ces actifs si le Portugal avait décidé de ne pas accorder de prolongation de la concession à EDP.
            
         
               (57)
            
            
               La Commission s'est demandé dans quelle mesure l'application d'un facteur d'escompte inférieur à la valeur résiduelle des actifs non amortis était acceptable du point de vue méthodologique (18).
            
         
               (58)
            
            
               Afin de refléter le fait que la valeur de ces actifs non amortis utilisés pour l'exploitation de la centrale sera connue en 2020 et, par conséquent, sera moins incertaine, à partir du moment où elle fait l'objet d'un contrat conclu avec des entités contrôlées par l'État portugais, les banques ont appliqué un taux d'escompte moins élevé que le CMPC appliqué aux flux de trésorerie, à savoir le taux sans risque majoré d'un écart de 50-80 points de base (environ 4,6 % contre 7,8 % pour le CMPC). L'application d'un taux d'escompte inférieur augmente la valeur actuelle nette de la valeur résiduelle et diminue le prix de la prolongation. Étant donné que la valeur résiduelle n'est pas affectée par les mêmes incertitudes économiques que les flux de trésorerie disponibles, il convient de conclure que l'application du taux sans risque est justifiée.
            
         
               (59)
            
            
               Par ailleurs, le recours au CMPC pour estimer la valeur actuelle nette des flux de trésorerie disponibles (générés entre 2020 et 2044, en moyenne) constitue une pratique de marché. Il se justifie par le risque opérationnel majeur dans un contexte de marché libéralisé, par la réalisation du marché ibérique de l'énergie électrique (19) et par le développement d'un marché de l'énergie plus intégré au niveau européen, impliquant, dans l'ensemble, davantage d'incertitudes concernant la création de liquidités. Par conséquent, l'application du CMPC à la valeur actualisée des flux de trésorerie est justifiée.
            
         
               (60)
            
            
               L'évaluation du CMPC a été réalisée par la Caixa Banco de Investimento et par le CSFB en combinant une approche comparative (CMPC d'acteurs similaires dans des secteurs similaires) et une approche ascendante (nouveau calcul du CMPC sur la base de données publiques obtenues de Bloomberg). Le CMPC a été estimé à 7,72 % et à 7,88 % par la Caixa Banco de Investimento et par le CSFB, respectivement. Cette approche reflète la pratique de marché et est conforme aux approches similaires que la Commission a validées dans d'autres procédures (20).
            
         
               (61)
            
            
               La Commission s'est également interrogée quant à la possibilité que la méthodologie adoptée par REN, l'opérateur du réseau de transport, pour évaluer le prix de la prolongation et résultant sur un prix plus élevé (1 672 milliard d'EUR) puisse être considérée comme une approche plus satisfaisante que les évaluations réalisées par les deux institutions financières (21).
            
         
               (62)
            
            
               Cependant, la méthodologie proposée par REN ne constitue pas une pratique de marché. Le prix proposé pour la prolongation ne peut être accepté pour les motifs suivants:
               
                           a)
                        
                        
                           REN a appliqué un taux d'escompte unique aussi bien pour la valeur résiduelle que pour les flux de trésorerie disponibles. Ce taux d'escompte part du principe que le CMPC est dicté par le CMPC d'EDP (6,6 %). Toutefois, le CMPC doit tenir compte de la rentabilité requise par un panel d'investisseurs d'un secteur donné, dans un pays donné, pour un certain type de projet. Les CMPC sont généralement calculés sur la base d'une approche comparative (CMPC d'acteurs comparables sur le marché) et d'une approche ascendante, impliquant une estimation spécifique de chaque composante du CMPC (bêta, prime de risque de marché), ce qui n'a pas été réalisé dans le cadre de l'étude. Ainsi, il semble que la méthode adoptée par REN ne repose pas sur la méthodologie normalisée généralement appliquée par le marché.
                        
                     
                           b)
                        
                        
                           En outre, l'évaluation de REN n'a pu être utilisée par les autorités portugaises en raison d'un défaut d'indépendance. Conformément au cadre juridique portugais, la valeur de la concession devait être déterminée sur la base des évaluations réalisées par deux institutions indépendantes, à savoir en l'espèce le CSFB et la Caixa Banco de Investimento, et leurs estimations ont été utilisées pour déterminer la valeur du prix de la prolongation. Ainsi qu'indiqué précédemment, les évaluations fournies par le CSFB et par la Caixa Banco de Investimento reposent sur une méthodologie adéquate. La Commission n'a aucune raison de considérer que ces évaluations sont inadéquates pour établir la valeur de marché de la période de prolongation des concessions.
                        
                     
         
               (63)
            
            
               En conclusion, après une analyse minutieuse, la méthodologie utilisée par le Portugal pour estimer le prix de la prolongation peut être considérée comme satisfaisante.
            
         
               (64)
            
            
               En cas d'appel d'offres, le Portugal aurait dû payer à EDP le montant des actifs non amortis à la fin de la période de concession des AAE (2020). Par ailleurs, le prix de la prolongation repose sur l'hypothèse selon laquelle le prix de l'électricité est de 50 EUR/MWh. Il convient de souligner que la compensation des coûts échoués évalués pour cette même période reposait sur une estimation de 36 EUR/MWh. Si cette hypothèse avait été retenue pour le calcul du prix de la prolongation, le Portugal aurait dû supporter un prix négatif (– 15,4 millions d'EUR en valeur actuelle nette). Par conséquent, par comparaison aux hypothèses retenues dans la décision relative aux coûts échoués, les hypothèses tarifaires sont certainement plus favorables à l'État portugais et reflètent une approche prudente adoptée par les deux institutions financières dans leur évaluation du prix de la prolongation.
            
         6.   CONCLUSION
   
   
               (65)
            
            
               Par conséquent, la Commission conclut que la mesure accordant à EDP le droit d'exploiter des centrales hydroélectriques pendant une période plus longue, moyennant le paiement d'un montant de 704 millions d'EUR ne remplit pas toutes les conditions cumulées prévues à l'article 107, paragraphe 1, du TFUE et ne constitue donc pas une aide d'État,
            
         A ADOPTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION:
   Article premier
   La mesure mise en œuvre par le Portugal en faveur d'EDP — Energias de Portugal, SA concernant la prolongation de l'utilisation des ressources hydrauliques pour la production d'énergie hydroélectrique ne constitue pas une aide d'État au sens de l'article 107, paragraphe 1, du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne.
   Article 2
   La République portugaise est destinataire de la présente décision.
   
      Fait à Bruxelles, le 15 mai 2017.
      
         
            Par la Commission
         
         Margrethe VESTAGER
         
            Membre de la Commission
         
      
   
   
      (1)  Dénommée «Eletricidade de Portugal» jusqu'en 2004.
   
      (2)  Aide d'état SA.35429 (2013/C) (ex 2012/CP) — Prolongation de l'utilisation des ressources hydrauliques publiques pour la production hydroélectrique — Invitation à présenter des observations en application de l'article 108, paragraphe 2, du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne (JO C 117 du 16.4.2014, p. 113).
   
      (3)  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 (JO L 176 du 15.7.2003, p. 37).
   
      (4)  Adoptée par la Commission le 26 juillet 2001 et communiquée aux États membres par la lettre du 6 août 2001 portant la référence SG(2001) D/290869.
   
      (5)  Concrètement, EDP, Tejo Energia et Turbogás.
   
      (6)  Décision C(2004) 3468 de la Commission du 22 septembre 2004 relative à l'aide d'État N 161/2004, Coûts échoués sur le marché de l'électricité portugais (JO C 250 de 8.10.2005, p. 9).
   
      (7)  Les autorités portugaises ont expliqué que le principe selon lequel les investissements non récupérés font l'objet d'une compensation quand les actifs en cause reviennent à l'État au terme de la concession était déjà prévu dans la législation portugaise avant la libéralisation du secteur.
   
      (8)  Décision C(2004) 3468 de la Commission du 22 septembre 2004 relative à l'aide d'État N 161/2004, Coûts échoués sur le marché de l'électricité portugais (JO C 250 de 8.10.2005, p. 9).
   
      (9)  Adoptée par la Commission le 26 juillet 2001 et communiquée aux États membres par la lettre du 6 août 2001 portant la référence SG(2001) D/290869.
   
      (10)  Voir le considérant 16 de la décision d'ouverture de la procédure.
   
      (11)  Voir le considérant 16 de la décision d'ouverture de la procédure.
   
      (12)  Voir la communication de la Commission relative à l'application des règles de l'Union européenne en matière d'aides d'État aux compensations octroyées pour la prestation de services d'intérêt économique général (JO C 8 du 11.1.2012, p. 4), point 33, faisant référence à l'arrêt de la Cour du 22 mai 2003 dans l'affaire Connect Austria Gesellschaft für Telekommunikation GmbH/Telekom-Control-Kommission et Mobilkom Austria AG, C-462/99, ECLI:EU:C:2003:297, points 92 et 93, et à l'arrêt du Tribunal de première instance du 4 juillet 2007 dans l'affaire Bouygues et Bouygues Télécom SA/Commission, T-475/04, ECLI:EU:T:2007:196, points 101, 104, 105 et 111.
   
      (13)  Directive 2000/60/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 octobre 2000 établissant un cadre pour une politique communautaire dans le domaine de l'eau (JO L 327 du 22.12.2000, p. 1).
   
      (14)  Voir l'arrêt du Tribunal de première instance du 29 mars 2007, Scott/Commission, T-366/00, ECLI:EU:T:2007:99, point 134, et l'arrêt de la Cour du 16 décembre 2010, Seydaland Vereinigte Agrarbetriebe, C-239/09, ECLI:EU:C:2010:778, point 39.
   
      (15)  Voir l'arrêt du Tribunal du 16 septembre 2004, Valmont Nederland BV/Commission, T-274/01, ECLI:EU:T:2004:266, point 71.
   
      (16)  Voir l'arrêt du Tribunal du 29 mars 2007, Scott/Commission, T-366/00, ECLI:EU:T:2007:99, point 158.
   
      (17)  2020 est l'année moyenne de fin des AAE et de la période de compensation des coûts échoués pour les 27 centrales hydroélectriques concernées par la transaction. 2044 correspond à l'année moyenne de fin de la période de prolongation des concessions des 27 centrales hydroélectriques.
   
      (18)  Voir le considérant 51 de la décision d'ouverture de la procédure.
   
      (19)  Le marché ibérique de l'énergie électrique, ou MIBEL, a été défini dans l'accord conclu entre la République portugaise et le Royaume d'Espagne en vue de la constitution d'un marché ibérique de l'énergie électrique. Le MIBEL a été mis en œuvre au moyen d'un ensemble d'instruments législatifs adoptés en Espagne (par exemple l'arrêté ITC/2129/2006 du 30 juin 2006) et au Portugal (par exemple l'arrêté no 643/2006 du 26 juin 2006).
   
      (20)  Voir, par exemple, la procédure d'aide d'État — Hongrie — SA.38454 (2015/C) (ex 2015/N) — Aide potentielle à la centrale nucléaire de Paks — Invitation à présenter des observations en application de l'article 108, paragraphe 2, du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne (JO C 8 du 12.1.2016, p. 2), et les arrêts du Tribunal de première instance du 3 juillet 2014, Espagne et Ciudad de la Luz/Commission, affaires jointes T-319/12 et T-321/12, ECLI:EU:T:2014:604, point 40, et du 6 mars 2003, Landes Nordrhein-Westfalen/Commission, affaires jointes T-233/99 et T-228/99, ECLI:EU:T:2003:57, point 245.
   
      (21)  Voir les considérants 48 à 51 de la décision d'ouverture de la procédure.